Este viernes, firmaron el contrato de provisión de cuatro turbocompresores y tres turbogeneradores para la planta separadora de licuables del Gran Chaco, equipamiento que costará 93,4 millones de dólares.
El presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, suscribió el contrato con representantes de Siemens Energy INC, indica el informe de la compañía nacional al indicar que el acto se cumplió en Santa Cruz.
La adquisición de estos equipos representará "un ahorro significativo para YPFB de, aproximadamente, 30 millones de dólares", además de "optimizar el tiempo de la construcción", asegura Villegas en declaraciones divulgadas por la petrolera.
De esa manera, se pone en marcha el proyecto de la mayor planta extractora de los licuables del flujo de gas natural que se exporta a la Argentina. La orden de proceder será dada en los próximos días, pues el objetivo es que en el segundo semestre del 2014 ya esté operando. Se adquirirán cuatro "turbocompresores de gas residual y tres turbogeneradores para la energía eléctrica en la planta Gran Chaco".
Los turbogeneradores incluyen una turbina K-201 A/B/C/D, un compresor de gas residual X-201 A/B/C/D, calentadores de Hot Oíl E-502 A/B/C/D, herramientas, repuestos y sistemas auxiliares.
Los turbogeneradores comprenden una turbina K-601 A/B/C, un generador eléctrico G-601 A/B/C, un calentador de gas de regeneración E-501, herramientas, repuestos y sistemas auxiliares.
Noticias de la prensa en la que se mencionan a los hidrocarburos y todo lo relacionado a ello.
viernes, 30 de septiembre de 2011
YPFB venderá gas a termoeléctrica de Cuiabá
Una vez que Petrobras nomine el volumen de gas para la termoeléctrica Mario Covas, situada en el Estado de Mato Grosso en la ciudad de Cuiabá (Brasil), YPFB atenderá ese requerimiento al 100%, afirmó el director nacional de Gas Natural de la estatal petrolera, Jorge Sosa.
“Si bien aún no hay una fecha determinada para la nominación del producto por parte de Petrobras, cuando ellos requieran estará disponible el gas porque son parte de los 30,08 MMmcd que YPFB tiene comprometido mediante el contrato GSA”, indicó Sosa.
La afirmación la realizó luego de reiniciarse, en acto oficial, las operaciones de la termoeléctrica brasileña, evento al que asistieron en representación de Bolivia, Sosa y Katya Diederich, gerente general de Gas TransBoliviano (GTB).
GTB es la empresa que será responsable de transportar hasta 2,24 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas a Cuiabá.
“Este hito muestra que esta enmienda comienza a operar en la práctica. GTB está en condiciones de suministrar este volumen de gas a la planta de Cuiabá. El país ha logrado la recuperación de un mercado de gas, además que continúa fortaleciendo las relaciones a largo plazo con Brasil”, explicó Diederich.
La reinauguración se realizó el martes en las instalaciones de la planta termoeléctrica brasileña, donde asistieron alrededor de 400 personas, entre las que estuvieron invitadas autoridades del Estado de Mato Grosso. En la ocasión, se hizo un recorrido oficial tras el cual se activó el sistema operativo, luego de cuatro años.
“Si bien aún no hay una fecha determinada para la nominación del producto por parte de Petrobras, cuando ellos requieran estará disponible el gas porque son parte de los 30,08 MMmcd que YPFB tiene comprometido mediante el contrato GSA”, indicó Sosa.
La afirmación la realizó luego de reiniciarse, en acto oficial, las operaciones de la termoeléctrica brasileña, evento al que asistieron en representación de Bolivia, Sosa y Katya Diederich, gerente general de Gas TransBoliviano (GTB).
GTB es la empresa que será responsable de transportar hasta 2,24 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas a Cuiabá.
“Este hito muestra que esta enmienda comienza a operar en la práctica. GTB está en condiciones de suministrar este volumen de gas a la planta de Cuiabá. El país ha logrado la recuperación de un mercado de gas, además que continúa fortaleciendo las relaciones a largo plazo con Brasil”, explicó Diederich.
La reinauguración se realizó el martes en las instalaciones de la planta termoeléctrica brasileña, donde asistieron alrededor de 400 personas, entre las que estuvieron invitadas autoridades del Estado de Mato Grosso. En la ocasión, se hizo un recorrido oficial tras el cual se activó el sistema operativo, luego de cuatro años.
jueves, 29 de septiembre de 2011
Anuncian incremento del precio de la gasolina para vehículos lujosos
El Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Gary Medrano, informó que los vehículos lujosos, dejarán de ser beneficiados con el subsidio a los carburantes, ya que a través de un sistema, será verificado el año y modelo, teniendo que pagar 7.84 bolivianos por litro de gasolina.
“No puede ser que se esté subvencionando vehículos último modelo, Mercedes Benz, Hammers, 2010, 2012. Entonces cuando aparezca un Hammer 2010 o un Mercedes Benz 2012, pues automáticamente el sistema va a registrar un precio diferenciado, un precio no subvencionado, para estos vehículos”, explicó.
Medrano también destacó que la medida tiene que ver con el hecho de que se haga un mejor uso del combustible, pero no precisó una fecha exacta para que la medida entre en aplicación.
Asimismo, agregó que también se verán afectados los vehículos que tengan un motor grande, aunque no especificó la cilindrada tope. Pero de todas formas, también tendrán que pagar el valor de la gasolina sin subsidio, debido a las “grandes cantidades que utilizan”.
“Controlar el desvío de combustible, controlar el mal uso del combustible, controlar el contrabando de combustible”, enfatizó Medrano, tomando en cuenta que Bolivia gastará este año 500 millones de dólares en la subvención de carburantes.
Hecho este anuncio, la red ATB informó en su edición del mediodía, que fuentes gubernamentales desmintieron esta nueva medida y resaltando que no habría ningún incremento a la gasolina, que actualmente tiene un precio de 3.74 bolivianos el litro.
Chips controlarán las acciones de los vehículos
El Director de la ANH también expresó que se instalarán chips en los vehículos bolivianos, que informarán la cantidad de combustible que cargó, la hora e incluso la estación de servicio. El mismo será controlado por antenas ubicadas en las estaciones de servicio, que brindarán la información directamente a un software de la ANH.
“Se verá quién sacó el combustible; es decir, aparecerá la estación de servicio, la hora, la cantidad de producto que es retirado. También va a aparecer la foto del vehículo y la foto de la persona o del dueño”, detalló Medrano.
Asimismo, el software estará conectado con el Servicio de Impuestos Nacionales (SIN) y la Aduana Nacional de Bolivia (ANB), para saber y detectar si el vehículo fue robado o no.
De igual forma con los diferentes Gobiernos Municipales, para ver si el vehículo tiene sus impuestos al día; y con la Policía Nacional, para averiguar se los propietarios tienen multas pendientes con la Unidad Operativa de Tránsito.
“Si es que sucede algo con el vehículo, pues inmediatamente yo (denunciante) voy a poder llamar para que se suspenda el servicio, para que se suspenda la venta de combustible a ese motorizado”, concluyó.
“No puede ser que se esté subvencionando vehículos último modelo, Mercedes Benz, Hammers, 2010, 2012. Entonces cuando aparezca un Hammer 2010 o un Mercedes Benz 2012, pues automáticamente el sistema va a registrar un precio diferenciado, un precio no subvencionado, para estos vehículos”, explicó.
Medrano también destacó que la medida tiene que ver con el hecho de que se haga un mejor uso del combustible, pero no precisó una fecha exacta para que la medida entre en aplicación.
Asimismo, agregó que también se verán afectados los vehículos que tengan un motor grande, aunque no especificó la cilindrada tope. Pero de todas formas, también tendrán que pagar el valor de la gasolina sin subsidio, debido a las “grandes cantidades que utilizan”.
“Controlar el desvío de combustible, controlar el mal uso del combustible, controlar el contrabando de combustible”, enfatizó Medrano, tomando en cuenta que Bolivia gastará este año 500 millones de dólares en la subvención de carburantes.
Hecho este anuncio, la red ATB informó en su edición del mediodía, que fuentes gubernamentales desmintieron esta nueva medida y resaltando que no habría ningún incremento a la gasolina, que actualmente tiene un precio de 3.74 bolivianos el litro.
Chips controlarán las acciones de los vehículos
El Director de la ANH también expresó que se instalarán chips en los vehículos bolivianos, que informarán la cantidad de combustible que cargó, la hora e incluso la estación de servicio. El mismo será controlado por antenas ubicadas en las estaciones de servicio, que brindarán la información directamente a un software de la ANH.
“Se verá quién sacó el combustible; es decir, aparecerá la estación de servicio, la hora, la cantidad de producto que es retirado. También va a aparecer la foto del vehículo y la foto de la persona o del dueño”, detalló Medrano.
Asimismo, el software estará conectado con el Servicio de Impuestos Nacionales (SIN) y la Aduana Nacional de Bolivia (ANB), para saber y detectar si el vehículo fue robado o no.
De igual forma con los diferentes Gobiernos Municipales, para ver si el vehículo tiene sus impuestos al día; y con la Policía Nacional, para averiguar se los propietarios tienen multas pendientes con la Unidad Operativa de Tránsito.
“Si es que sucede algo con el vehículo, pues inmediatamente yo (denunciante) voy a poder llamar para que se suspenda el servicio, para que se suspenda la venta de combustible a ese motorizado”, concluyó.
YPFB tiene tres áreas reservadas en el TIPNIS
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) cuenta con tres "áreas reservadas" que están dentro del área del Territorio Indígena Parque Nacional Isiboro-Sécure (TIPNIS), de acuerdo con informes oficiales.
Además de esas áreas, parte del bloque del contrato de operación Río Hondo está en el TIPNIS. En este caso, si no prosperan positivamente las consultas, entonces podría ser revertido a YPFB, de acuerdo con el informe del vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización, Juan José Sosa.
Adicionalmente, al contrato Río Hondo, hay otros también declarados de "fuerza mayor" que seguirán pendientes en tanto se consulta a los pueblos, aseguró el viceministro de Exploración y Producción de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón.
ÁREAS RESERVADAS Entre las áreas reservadas para YPFB están: Chispani, Sécure zona 19 y Sécure zona 20, precisamente dentro del TIPNIS, de acuerdo con el mapa de ubicación elaborado por instancias gubernamentales.
Estas áreas son parte de las 56 reservadas para que YPFB las explore y explote, fueron adjudicadas hace poco menos de un año por Decreto Supremo 676, fechado el 20 de octubre del 2010.
Las áreas que no pueden avanzar en la búsqueda de reservas hidrocarburíferas son: Río Hondo y Tuichi en La Paz, además de Amboró-Espejos en Santa Cruz, que están bajo contratos de operación, pero sin poder realizar actividades, indicó. “Si los pueblos no quieren que se explore, es "inútil tratar de hablar de esas áreas", puntualizó el Viceministro al señalar que permanecerán en fuerza mayor hasta que se decida qué hacer.
El área Río Hondo, en La Paz, Beni y Cochabamba, está en contrato de operación, suscrito con Petrobras y está refrendado por ley. Río Hondo está en "fuerza mayor" desde el 2001, es decir, con obras detenidas, según el vicepresidente de YPFB.
En torno a las acciones que el gobernó adoptará sobre los contratos en fuerza mayor, que debería incluir a las "áreas reservadas para YPFB", el Viceministro señaló que "se tiene que hacer una consulta previa".
Estas tareas tendrían que ser emprendidas por YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos; “es necesario "ver si es que hay la posibilidad de que las comunidades nos digan si permitimos que se explote, obviamente, cumpliendo las normas" en vigencia, de respeto al medio ambiente.
Además de esas áreas, parte del bloque del contrato de operación Río Hondo está en el TIPNIS. En este caso, si no prosperan positivamente las consultas, entonces podría ser revertido a YPFB, de acuerdo con el informe del vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización, Juan José Sosa.
Adicionalmente, al contrato Río Hondo, hay otros también declarados de "fuerza mayor" que seguirán pendientes en tanto se consulta a los pueblos, aseguró el viceministro de Exploración y Producción de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón.
ÁREAS RESERVADAS Entre las áreas reservadas para YPFB están: Chispani, Sécure zona 19 y Sécure zona 20, precisamente dentro del TIPNIS, de acuerdo con el mapa de ubicación elaborado por instancias gubernamentales.
Estas áreas son parte de las 56 reservadas para que YPFB las explore y explote, fueron adjudicadas hace poco menos de un año por Decreto Supremo 676, fechado el 20 de octubre del 2010.
Las áreas que no pueden avanzar en la búsqueda de reservas hidrocarburíferas son: Río Hondo y Tuichi en La Paz, además de Amboró-Espejos en Santa Cruz, que están bajo contratos de operación, pero sin poder realizar actividades, indicó. “Si los pueblos no quieren que se explore, es "inútil tratar de hablar de esas áreas", puntualizó el Viceministro al señalar que permanecerán en fuerza mayor hasta que se decida qué hacer.
El área Río Hondo, en La Paz, Beni y Cochabamba, está en contrato de operación, suscrito con Petrobras y está refrendado por ley. Río Hondo está en "fuerza mayor" desde el 2001, es decir, con obras detenidas, según el vicepresidente de YPFB.
En torno a las acciones que el gobernó adoptará sobre los contratos en fuerza mayor, que debería incluir a las "áreas reservadas para YPFB", el Viceministro señaló que "se tiene que hacer una consulta previa".
Estas tareas tendrían que ser emprendidas por YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos; “es necesario "ver si es que hay la posibilidad de que las comunidades nos digan si permitimos que se explote, obviamente, cumpliendo las normas" en vigencia, de respeto al medio ambiente.
YPFB: Trámite ambiental frena exploración de hidrocarburos
De acuerdo con los datos de YPFB Corporación al mes de julio, la inversión ejecutada en tareas de exploración llegó al 26,5 por ciento (103 millones de dólares) de los 388 millones de dólares programados.
YPFB Corporación y las empresas operadores invirtieron en tareas de exploración sólo el 26,5 por ciento (103 millones de dólares) hasta el mes de julio, de los 388 millones de dólares programados para este año. La estatal petrolera responsabiliza de esta baja ejecución al trámite de licencia ambiental.
Y es que, en opinión de las autoridades, la licencia ambiental se ha convertido en el “cuello de botella” en el sector petrolero, que impide e incluso paraliza algunos proyectos de exploración y explotación de nuevos yacimientos.
Tal es el extremo que, de acuerdo con el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Juan José Sosa, existe el riesgo de que algunos proyectos sean suspendidos.
“Nuestros cuellos de botella son las licencias ambientales, prácticamente tenemos que reconocer que ahí está nuestro talón de Aquiles, porque en muchos proyectos estamos detenidos (por esta razón)”, advirtió Sosa.
El funcionario comentó la situación que enfrentó Repsol en el área de Itika Guasu, en la zona tarijeña de Entre Ríos, donde se tuvo que pagar más de 13,5 millones de dólares al pueblo guaraní para que la empresa pueda iniciar actividades.
“En el caso del Tipnis —comentó Sosa—, tenemos en el área de Río Hondo, que está a cargo de Petrobras desde 2001 y que se encuentra en ‘fuerza mayor’; no podemos hacer nada, no hay una consulta, no llegamos a ningún acuerdo, entonces va a llegar un momento en el que tengamos que pedir a Petrobras que devuelva (el área), y nosotros como YPFB revertirla nuevamente como área libre”.
A la categoría de zonas ‘en fuerza mayor’ se suman las áreas Tuichi, en el norte de La Paz, y Amboró-Espejos, en Santa Cruz, además de otros en la parte sur del país.
Al respecto, el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, dijo que en estas zonas “YPFB o la Unidad de Medio Ambiente del Ministerio (de Hidrocarburos) tendrá que realizar una consulta previa para saber si hay la posibilidad de que las TCO o las comunidades nos permitan realizar tareas respetando las normas”.
Sosa opinó que en algunos casos las demandas de las comunidades son irracionales porque sus requerimientos económicos “llegan a constituirse en el 50 por ciento (de la inversión) del proyecto”. “Si yo quiero instalar una planta y directamente piden 3 millones de dólares, entonces no hay un criterio”, criticó
En tanto, Alarcón señaló que si las comunidades no “nos dejan hacer el trabajo no tiene sentido que haya áreas, proyectos, ni empresas que quieran invertir en el país”.
DATOS
• Para este 2011, YPFB Corporación y las empresas operadores programaron una inversión de 1.720 dólares en tareas de exploración, explotación y transporte.
• Hasta julio la inversión ejecutada del sector llegó al 38,5 por ciento del total programado. La inversión más baja se registró en exploración, con el 26,5 por ciento.
• La producción de gas natural licuado llegará a 43,15 millones de metros cúbicos día (MMmcd) este año, superior a los 41,71 MMmcd de la pasada gestión.
• Picos altos de producción se registraron en julio. En el caso del gas natural se llegó a los 47,8 MMmcd de gas natural y en líquidos a 47.389 barriles de petróleo día (bpd).
La inversión ejecutada llegó al 38,5%
Para 2011, YPFB Corporación y las empresas operadores programaron una inversión de 1.720 millones de dólares, de los cuales hasta julio se ejecutaron 616,1 millones de dólares, que representa el 38,5 por ciento.
En explotación se invirtieron 460 millones de dólares, lo que representa un 52 por ciento del presupuesto programado para esta gestión (804 millones de dólares).
En transporte se ejecutó 32,14 por ciento de la inversión programada, o sea 54,9 millones de dólares del total de 170,9 millones de dólares.
La inyección de mayores recursos permitió al país alcanzar picos en la producción de gas natural y líquidos.
YPFB Corporación y las empresas operadores invirtieron en tareas de exploración sólo el 26,5 por ciento (103 millones de dólares) hasta el mes de julio, de los 388 millones de dólares programados para este año. La estatal petrolera responsabiliza de esta baja ejecución al trámite de licencia ambiental.
Y es que, en opinión de las autoridades, la licencia ambiental se ha convertido en el “cuello de botella” en el sector petrolero, que impide e incluso paraliza algunos proyectos de exploración y explotación de nuevos yacimientos.
Tal es el extremo que, de acuerdo con el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Juan José Sosa, existe el riesgo de que algunos proyectos sean suspendidos.
“Nuestros cuellos de botella son las licencias ambientales, prácticamente tenemos que reconocer que ahí está nuestro talón de Aquiles, porque en muchos proyectos estamos detenidos (por esta razón)”, advirtió Sosa.
El funcionario comentó la situación que enfrentó Repsol en el área de Itika Guasu, en la zona tarijeña de Entre Ríos, donde se tuvo que pagar más de 13,5 millones de dólares al pueblo guaraní para que la empresa pueda iniciar actividades.
“En el caso del Tipnis —comentó Sosa—, tenemos en el área de Río Hondo, que está a cargo de Petrobras desde 2001 y que se encuentra en ‘fuerza mayor’; no podemos hacer nada, no hay una consulta, no llegamos a ningún acuerdo, entonces va a llegar un momento en el que tengamos que pedir a Petrobras que devuelva (el área), y nosotros como YPFB revertirla nuevamente como área libre”.
A la categoría de zonas ‘en fuerza mayor’ se suman las áreas Tuichi, en el norte de La Paz, y Amboró-Espejos, en Santa Cruz, además de otros en la parte sur del país.
Al respecto, el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, dijo que en estas zonas “YPFB o la Unidad de Medio Ambiente del Ministerio (de Hidrocarburos) tendrá que realizar una consulta previa para saber si hay la posibilidad de que las TCO o las comunidades nos permitan realizar tareas respetando las normas”.
Sosa opinó que en algunos casos las demandas de las comunidades son irracionales porque sus requerimientos económicos “llegan a constituirse en el 50 por ciento (de la inversión) del proyecto”. “Si yo quiero instalar una planta y directamente piden 3 millones de dólares, entonces no hay un criterio”, criticó
En tanto, Alarcón señaló que si las comunidades no “nos dejan hacer el trabajo no tiene sentido que haya áreas, proyectos, ni empresas que quieran invertir en el país”.
DATOS
• Para este 2011, YPFB Corporación y las empresas operadores programaron una inversión de 1.720 dólares en tareas de exploración, explotación y transporte.
• Hasta julio la inversión ejecutada del sector llegó al 38,5 por ciento del total programado. La inversión más baja se registró en exploración, con el 26,5 por ciento.
• La producción de gas natural licuado llegará a 43,15 millones de metros cúbicos día (MMmcd) este año, superior a los 41,71 MMmcd de la pasada gestión.
• Picos altos de producción se registraron en julio. En el caso del gas natural se llegó a los 47,8 MMmcd de gas natural y en líquidos a 47.389 barriles de petróleo día (bpd).
La inversión ejecutada llegó al 38,5%
Para 2011, YPFB Corporación y las empresas operadores programaron una inversión de 1.720 millones de dólares, de los cuales hasta julio se ejecutaron 616,1 millones de dólares, que representa el 38,5 por ciento.
En explotación se invirtieron 460 millones de dólares, lo que representa un 52 por ciento del presupuesto programado para esta gestión (804 millones de dólares).
En transporte se ejecutó 32,14 por ciento de la inversión programada, o sea 54,9 millones de dólares del total de 170,9 millones de dólares.
La inyección de mayores recursos permitió al país alcanzar picos en la producción de gas natural y líquidos.
martes, 27 de septiembre de 2011
Expertos ven politización en subsidiarias de YPFB
El exministro de Hidrocarburos Fernando Vincenti, ocupará la presidencia de YPFB Transporte a partir de mañana; Rafael Martínez Vaca manda en YPFB Chaco; Jorge Ortiz Paucara hace lo propio en YPFB Andina y una mujer, Susana Carmona, asume en YPFB Refinación.
La renovación de los cargos no es del agrado de algunos expertos que creen que las cabezas de las firmas subsidiarias, han sido politizadas.
Álvaro Ríos y Hugo de la Fuente, expertos en hidrocarburos, temen que los nuevos designados respondan a los lineamientos políticos del Gobierno y dejen de lado los aspectos técnicos.
“Estas nuevas personas que encabezan las compañías tienen un perfil más político, entonces puede haber ciertos problemas en el accionar de estas empresas. Esto no determina una parálisis, pero se ve una actitud política. El tiempo nos dirá cuál es la verdad y si realmente hay criterios técnicos y económicos para dar sostenibilidad a las subsidiarias”, afirmó Ríos.
De la Fuente afirmó que los cambios pasan por aspectos de organización y que los presidentes se encargarán de la política integral. No obstante, la designación de los ejecutivos debe ser en base a criterios técnicos y del sector.
Al respecto, el ex titular de YPFB Andina, Mario Arenas, que estuvo tres años en el cargo, admitió que hay una restructuración interna a escala de la corporación, de ahí que fue removido al cargo de gerente general.
“Se ha hecho una reforma de estatutos, ahora estamos con una figura ‘desdoblada’ que es el presidente ejecutivo y la gerencia general”, dijo.
El expresidente de YPFB Refinación, Rómulo Barba, manifestó que ahora se incorporó la figura de director permanente, que recayó en Susana Carmona y él pasó a ocupar la gerencia.
Por su parte, Vincenti que fue exministro del área y remplaza a Cristian Inchauste, se limitó a señalar que el miércoles dará a conocer su plan de trabajo. En YPFB no se atendió el requerimiento periodístico.
La renovación de los cargos no es del agrado de algunos expertos que creen que las cabezas de las firmas subsidiarias, han sido politizadas.
Álvaro Ríos y Hugo de la Fuente, expertos en hidrocarburos, temen que los nuevos designados respondan a los lineamientos políticos del Gobierno y dejen de lado los aspectos técnicos.
“Estas nuevas personas que encabezan las compañías tienen un perfil más político, entonces puede haber ciertos problemas en el accionar de estas empresas. Esto no determina una parálisis, pero se ve una actitud política. El tiempo nos dirá cuál es la verdad y si realmente hay criterios técnicos y económicos para dar sostenibilidad a las subsidiarias”, afirmó Ríos.
De la Fuente afirmó que los cambios pasan por aspectos de organización y que los presidentes se encargarán de la política integral. No obstante, la designación de los ejecutivos debe ser en base a criterios técnicos y del sector.
Al respecto, el ex titular de YPFB Andina, Mario Arenas, que estuvo tres años en el cargo, admitió que hay una restructuración interna a escala de la corporación, de ahí que fue removido al cargo de gerente general.
“Se ha hecho una reforma de estatutos, ahora estamos con una figura ‘desdoblada’ que es el presidente ejecutivo y la gerencia general”, dijo.
El expresidente de YPFB Refinación, Rómulo Barba, manifestó que ahora se incorporó la figura de director permanente, que recayó en Susana Carmona y él pasó a ocupar la gerencia.
Por su parte, Vincenti que fue exministro del área y remplaza a Cristian Inchauste, se limitó a señalar que el miércoles dará a conocer su plan de trabajo. En YPFB no se atendió el requerimiento periodístico.
El precio del gas cae en 15% por la crisis
Los precios del gas natural a nivel internacional se desplomaron de 4,38 dólares a 3,72% (15%) el millón de BTU (unidad térmica británica) entre enero y el 23 de septiembre de este año debido, sobre todo, a los temores de una nueva crisis económica mundial.
Un análisis realizado por el Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) compara las cifras con la caída de la cotización internacional del petróleo de 89,3 dólares el barril (WTI de referencia para Bolivia) en enero a 79,3 dólares el 23 de septiembre.
Tomando en cuenta esta tendencia, los ingresos del país en el último trimestre podrían tender hacía la baja, luego de que los primeros nueve meses del año se mantuvieron en ascenso.
Desde julio hasta el 30 de septiembre Bolivia le vende gas a Argentina a 10,20 dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica), precio superior en 16% al trimestre anterior.
En el caso de Brasil el incremento es de 13,06% porque el precio subió de 7,20 a 8,14 dólares por millón de BTU.
Los precios en ambos mercados se ajustan cada tres meses, según los contratos.
Las exportaciones de gas natural durante los primeros siete meses del año ascendieron a 2.019 millones de dólares, según datos oficiales del Instituto Nacional de Estadística (INE).
Un análisis del experto Hugo del Granado revela que los ingresos del país en los siguientes meses podrían disminuir en 272 o 224,3 millones de dólares debido al descenso del precio del petróleo (WTI).
El análisis tomó en cuenta dos escenarios, el primero con una cotización del crudo de 85,05 dólares y el otro de 78,64 dólares el barril.
Exportaciones
Argentina Las exportaciones de gas natural a Argentina en los primeros siete meses del año ascendieron a 481 millones de dólares
Brasil Por las ventas de gas al mercado brasileño el país facturó hasta julio 1.537 millones de dólares.
Ingresos Los principales ingresos del país dependen de las exportaciones de gas y los minerales y en ambos casos los precios disminuyeron. Las ventas de productos no tradicionales se encuentran a la baja.
Un análisis realizado por el Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) compara las cifras con la caída de la cotización internacional del petróleo de 89,3 dólares el barril (WTI de referencia para Bolivia) en enero a 79,3 dólares el 23 de septiembre.
Tomando en cuenta esta tendencia, los ingresos del país en el último trimestre podrían tender hacía la baja, luego de que los primeros nueve meses del año se mantuvieron en ascenso.
Desde julio hasta el 30 de septiembre Bolivia le vende gas a Argentina a 10,20 dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica), precio superior en 16% al trimestre anterior.
En el caso de Brasil el incremento es de 13,06% porque el precio subió de 7,20 a 8,14 dólares por millón de BTU.
Los precios en ambos mercados se ajustan cada tres meses, según los contratos.
Las exportaciones de gas natural durante los primeros siete meses del año ascendieron a 2.019 millones de dólares, según datos oficiales del Instituto Nacional de Estadística (INE).
Un análisis del experto Hugo del Granado revela que los ingresos del país en los siguientes meses podrían disminuir en 272 o 224,3 millones de dólares debido al descenso del precio del petróleo (WTI).
El análisis tomó en cuenta dos escenarios, el primero con una cotización del crudo de 85,05 dólares y el otro de 78,64 dólares el barril.
Exportaciones
Argentina Las exportaciones de gas natural a Argentina en los primeros siete meses del año ascendieron a 481 millones de dólares
Brasil Por las ventas de gas al mercado brasileño el país facturó hasta julio 1.537 millones de dólares.
Ingresos Los principales ingresos del país dependen de las exportaciones de gas y los minerales y en ambos casos los precios disminuyeron. Las ventas de productos no tradicionales se encuentran a la baja.
El incendio en el cerro Sararenda amenaza a dos pozos petroleros
A ocho días de haberse anunciado que el incendio en el cerro Sararenda fue casi totalmente controlado con ayuda de una providencial lluvia, el viernes el fuego se avivó por acción de los fuertes vientos que soplan de sur a norte en la serranía mencionada.
La información fue confirmada por el subgobernador de la provincia Cordillera, Richard Moreno, que dijo que el incendio se encuentra a escasos 300 metros de los pozos petroleros 114 y 123, aunque el pozo X-1, que ya superó los 4.200 metros de profundidad y supuso una millonaria inversión, esta completamente fuera de peligro.
"Solo una lluvia podrá apagar completamente el fuego", señaló Moreno confirmando que cerca de 50 hombres, entre bomberos forestales de la Gobernación cruceña, efectivos de la IV División de Ejército acantonada en Camiri, funcionarios de Andina y otros, se encuentran en este momento movilizados en las escarpadas laderas de la serranía del Sararenda.
“Es muy difícil combatir el fuego en la parte alta del cerro porque es sencillamente inaccesible”, insistió Moreno, que espera que el fuego pueda ser controlado en la parte baja y no descarta la posibilidad de pedir apoyo al Viceministerio de Defensa para combatir el incendio. /TB
La información fue confirmada por el subgobernador de la provincia Cordillera, Richard Moreno, que dijo que el incendio se encuentra a escasos 300 metros de los pozos petroleros 114 y 123, aunque el pozo X-1, que ya superó los 4.200 metros de profundidad y supuso una millonaria inversión, esta completamente fuera de peligro.
"Solo una lluvia podrá apagar completamente el fuego", señaló Moreno confirmando que cerca de 50 hombres, entre bomberos forestales de la Gobernación cruceña, efectivos de la IV División de Ejército acantonada en Camiri, funcionarios de Andina y otros, se encuentran en este momento movilizados en las escarpadas laderas de la serranía del Sararenda.
“Es muy difícil combatir el fuego en la parte alta del cerro porque es sencillamente inaccesible”, insistió Moreno, que espera que el fuego pueda ser controlado en la parte baja y no descarta la posibilidad de pedir apoyo al Viceministerio de Defensa para combatir el incendio. /TB
sábado, 24 de septiembre de 2011
Gas domiciliario Inhabilitan a empresa de instalación
La Paz. La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) revocó el registro de funcionamiento e inhabilitó a la empresa Lazcon para realizar instalaciones de gas domiciliario a escala nacional por irregularidades en las que incurrió durante el ejercicio de sus funciones.
“La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB deberá tomar en cuenta la Resolución Administrativa ANH No 0034/2011 de 7 de enero de 2011 y el Auto del 9 de febrero de 2010, con el fin de no aprobar ningún proyecto de instalación de gas natural en las categorías comercial y doméstica que sea elaborado y presentado para su ejecución por la empresa instaladora de gas a domicilio Lazcon de la ciudad de Cochabamba”, se lee en una misiva enviada por la ANH a la estatal petrolera.
Adicionalmente, el ente regulador del sector hidrocarburos insta a YPFB-Corporación a que “proceda, además, a la depuración de la nombrada instaladora de la lista de control de empresas que tiene YPFB a su cargo”.
La decisión obedece a un presunto incumplimiento de la mencionada empresa.
“La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB deberá tomar en cuenta la Resolución Administrativa ANH No 0034/2011 de 7 de enero de 2011 y el Auto del 9 de febrero de 2010, con el fin de no aprobar ningún proyecto de instalación de gas natural en las categorías comercial y doméstica que sea elaborado y presentado para su ejecución por la empresa instaladora de gas a domicilio Lazcon de la ciudad de Cochabamba”, se lee en una misiva enviada por la ANH a la estatal petrolera.
Adicionalmente, el ente regulador del sector hidrocarburos insta a YPFB-Corporación a que “proceda, además, a la depuración de la nombrada instaladora de la lista de control de empresas que tiene YPFB a su cargo”.
La decisión obedece a un presunto incumplimiento de la mencionada empresa.
YPFB controla a las subsidiarias
YPFB Andina, YPFB Chaco y YPFB Transporte cuentan con autoridades.
Informaciones oficiales de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la Bolsa Boliviana de Valores dan cuenta de la creación de nuevos cargos para ejercer un mayor control sobre las subsidiarias nacionalizadas el 1 de mayo de 2006.
El exministro de Hidrocarburos Luis Vincenti ahora es presidente del Directorio de YPFB Chaco, mientras que el presidente del directorio de YPFB Andina será Jorge Ortiz.
Entre otras personalidades en la lista de autoridades son Hugo Vaca, Mario Arenas, Rafael Martínez y José Nogales.
El 19 y el 20 de septiembre, las nacionalizadas YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Transporte remitieron un informe denominado Hechos Relevantes que reportó a la Bolsa Boliviana de Valores las modificaciones a sus estatutos y movimientos en la composición de sus directorios.
Por decreto. La reunión de Directorio aprobó en agosto, a través de una resolución, la creación del Consejo de Administración de Empresas Subsidiarias como “el órgano de decisión superior que define las políticas y estrategias (...), y cumple funciones normativas de fiscalización y dirección empresarial, cuyas atribuciones se encontrarán en su reglamento”. De esa manera, el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, formó una especie de “estado mayor” con las máximas autoridades de las compañías que forman parte del holding estatal.
La tarea de esta máxima instancia corporativa será la de delinear políticas para el desarrollo de la industria hidrocarburífera en las empresas estatales.
DESIGNACIÓN DE UN fiscalizador. El presidente ejecutivo de la estatal petrolera, Carlos Villegas, designó el 8 de septiembre a Gonzalo Saavedra como nuevo gerente nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), entidad corporativa de reciente creación que será la cabeza de todos los directorios de las subsidiarias que requieren coordinar sus actividades entre sí.
240 millones de dólares fueron las utilidades de Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia en 2010.
La primera reunión de directorio se realizará en los próximos días, aunque debió efectuarSe el 22 de septiembre. Allí se desarrollarÁ el programa de trabajo 2011.
La frase
"Se realizará una evaluación periódica de todas las petroleras y de manera integral de todo el proceso de gerenciamiento de
las empresas subsidiarias”.
Gonzalo Saavedra / GERENTE NACIONAL DE EMPRESAS SUBSIDIARIAS
Informaciones oficiales de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la Bolsa Boliviana de Valores dan cuenta de la creación de nuevos cargos para ejercer un mayor control sobre las subsidiarias nacionalizadas el 1 de mayo de 2006.
El exministro de Hidrocarburos Luis Vincenti ahora es presidente del Directorio de YPFB Chaco, mientras que el presidente del directorio de YPFB Andina será Jorge Ortiz.
Entre otras personalidades en la lista de autoridades son Hugo Vaca, Mario Arenas, Rafael Martínez y José Nogales.
El 19 y el 20 de septiembre, las nacionalizadas YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Transporte remitieron un informe denominado Hechos Relevantes que reportó a la Bolsa Boliviana de Valores las modificaciones a sus estatutos y movimientos en la composición de sus directorios.
Por decreto. La reunión de Directorio aprobó en agosto, a través de una resolución, la creación del Consejo de Administración de Empresas Subsidiarias como “el órgano de decisión superior que define las políticas y estrategias (...), y cumple funciones normativas de fiscalización y dirección empresarial, cuyas atribuciones se encontrarán en su reglamento”. De esa manera, el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, formó una especie de “estado mayor” con las máximas autoridades de las compañías que forman parte del holding estatal.
La tarea de esta máxima instancia corporativa será la de delinear políticas para el desarrollo de la industria hidrocarburífera en las empresas estatales.
DESIGNACIÓN DE UN fiscalizador. El presidente ejecutivo de la estatal petrolera, Carlos Villegas, designó el 8 de septiembre a Gonzalo Saavedra como nuevo gerente nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), entidad corporativa de reciente creación que será la cabeza de todos los directorios de las subsidiarias que requieren coordinar sus actividades entre sí.
240 millones de dólares fueron las utilidades de Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia en 2010.
La primera reunión de directorio se realizará en los próximos días, aunque debió efectuarSe el 22 de septiembre. Allí se desarrollarÁ el programa de trabajo 2011.
La frase
"Se realizará una evaluación periódica de todas las petroleras y de manera integral de todo el proceso de gerenciamiento de
las empresas subsidiarias”.
Gonzalo Saavedra / GERENTE NACIONAL DE EMPRESAS SUBSIDIARIAS
Las empresas Petrobras, Total, YPFB y Petroandina SAM tienen concesiones en el Tipnis
El 27,5% del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis), equivalente a 358.000 ha, fue declarado por el Gobierno como área de aprovechamiento de hidrocarburos, revela un análisis del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla).
Según datos oficiales del estudio denominado Compendio de espaciomapas de TCO en tierras bajas. Tenencia y aprovechamiento de recursos naturales en territorios indígenas, las áreas definidas oficialmente como hidrocarburíferas están ubicadas en dos zonas, una en la parte este del parque y otra en la parte central. En la primera zona, en la parte oeste, se destinó el 9,8% del parque para la exploración y explotación de la sociedad compuesta por la brasileña Petrobras y la francesa Total, mediante contrato de operación del área petrolera Río Hondo. La superficie total comprometida para estas petroleras es de 128.000 hectáreas.
La parte central, otro 17,7% del territorio, corresponde a un sector del área Sécure otorgada a YPFB Petroandina SAM, empresa conformada por YPFB de Bolivia y Pdvsa de Venezuela, mediante contrato de exploración y explotación hidrocarburífera aprobado en julio de 2008, mediante la Ley 3911. La superficie definida para este efecto es de 230.00 hectáreas.
Consultado al respecto, el ministro de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez, confirmó esta situación, pero aclaró que los anteriores contratos al fijado para YPFB-Petroandina SAM fueron otorgados en el periodo de la capitalización de las empresas estratégicas.
Gutiérrez fue específico en aclarar que todavía en el Tipnis no hay ninguna actividad petrolera porque lo prohíben las leyes de Medio Ambiente y de Hidrocarburos.
Igualmente, Gutiérrez señaló que la acción petroletra en parques nacionales es menos dañina que las actividades de aprovechamiento forestal, agrícola y ganadero, que son los que en su criterio producen más perjuicio al bosque.
Otros hechos
Cochabamba
Recolectan 112.000 firmas
Decenas de jóvenes de Cochabamba recolectaron al menos 112.00 firmas en respaldo a la marcha de los originarios y la defensa del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis). El movimiento pide desviar de la reserva ecológica la construcción de la carretera Villa Tunari – San Ignacio de Moxos.
Diputado
Pide a Evo que se defina
El diputado opositor Luis Felipe Dorado conminó al presidente Evo Morales a “terminar con la mascarada indigenista” y definir a quién representa en el conflicto por el Tipnis: si al interés de las multinacionales brasileñas, que construirán la carretera, o a los derechos de los pueblos indígenas del oriente boliviano.
Oficialista
Llamado a los indígenas
La diputada oficialista Rebeca Delgado (MAS), consideró ayer que los marchistas del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis) deben circunscribir sus demandas únicamente a la construcción del tramo II de la carretera Villa Tunari-San Ignacio de Moxos, a la que se oponen con su marcha.
Según datos oficiales del estudio denominado Compendio de espaciomapas de TCO en tierras bajas. Tenencia y aprovechamiento de recursos naturales en territorios indígenas, las áreas definidas oficialmente como hidrocarburíferas están ubicadas en dos zonas, una en la parte este del parque y otra en la parte central. En la primera zona, en la parte oeste, se destinó el 9,8% del parque para la exploración y explotación de la sociedad compuesta por la brasileña Petrobras y la francesa Total, mediante contrato de operación del área petrolera Río Hondo. La superficie total comprometida para estas petroleras es de 128.000 hectáreas.
La parte central, otro 17,7% del territorio, corresponde a un sector del área Sécure otorgada a YPFB Petroandina SAM, empresa conformada por YPFB de Bolivia y Pdvsa de Venezuela, mediante contrato de exploración y explotación hidrocarburífera aprobado en julio de 2008, mediante la Ley 3911. La superficie definida para este efecto es de 230.00 hectáreas.
Consultado al respecto, el ministro de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez, confirmó esta situación, pero aclaró que los anteriores contratos al fijado para YPFB-Petroandina SAM fueron otorgados en el periodo de la capitalización de las empresas estratégicas.
Gutiérrez fue específico en aclarar que todavía en el Tipnis no hay ninguna actividad petrolera porque lo prohíben las leyes de Medio Ambiente y de Hidrocarburos.
Igualmente, Gutiérrez señaló que la acción petroletra en parques nacionales es menos dañina que las actividades de aprovechamiento forestal, agrícola y ganadero, que son los que en su criterio producen más perjuicio al bosque.
Otros hechos
Cochabamba
Recolectan 112.000 firmas
Decenas de jóvenes de Cochabamba recolectaron al menos 112.00 firmas en respaldo a la marcha de los originarios y la defensa del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis). El movimiento pide desviar de la reserva ecológica la construcción de la carretera Villa Tunari – San Ignacio de Moxos.
Diputado
Pide a Evo que se defina
El diputado opositor Luis Felipe Dorado conminó al presidente Evo Morales a “terminar con la mascarada indigenista” y definir a quién representa en el conflicto por el Tipnis: si al interés de las multinacionales brasileñas, que construirán la carretera, o a los derechos de los pueblos indígenas del oriente boliviano.
Oficialista
Llamado a los indígenas
La diputada oficialista Rebeca Delgado (MAS), consideró ayer que los marchistas del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis) deben circunscribir sus demandas únicamente a la construcción del tramo II de la carretera Villa Tunari-San Ignacio de Moxos, a la que se oponen con su marcha.
jueves, 22 de septiembre de 2011
Faltan 528 metros para conocer el resultado de la exploración de sararenda
Según un reporte técnico de la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, las tareas de perforación del pozo Sararenda SRR-X1 alcanzaron los 4.272 metros de profundidad y se aproximan al tope de la formación Huamampampa. La profundidad estimada final del prospecto exploratorio Sararenda X1 es de 4.800 metros y su conclusión está prevista para enero de 2012. Entretanto, los trabajos se desarrollan conforme al cronograma hasta encontrar el reservorio de gas condensado. En caso de resultar exitosas las labores del proyecto encarado con un presupuesto inicial de 55 millones de dólares, se procederá al desarrollo del área con la perforación de cuatro pozos profundos adicionales, uno más en Campo Guairuy y dos en el Campo Camiri.
También está programada 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 530 millones de dólares en los próximos cuatro años.
También está programada 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 530 millones de dólares en los próximos cuatro años.
martes, 20 de septiembre de 2011
El 2013 recién se certificarán reservas de hidrocarburos
El país deberá esperar para conocer si sus reservas de hidrocarburos aumentaron o disminuyeron, toda vez que la certificación se la realizará el 2013, dado que la licitación de este servicio será lanzada en diciembre del 2012.
Así dejó en claro el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, este lunes en declaraciones realizadas en el Aeropuerto Internacional de El Alto.
Si bien reconoce que “hay un plazo de acuerdo a la Ley de Desarrollo Sostenible”, que establece que la certificación debe realizarse cada año y tener los resultados hasta marzo de la siguiente gestión, el máximo ejecutivo de la petrolera asegura: “recién vamos a convocar próximamente”, indica el reporte de ANF.
De acuerdo a la Ley 3740 de agosto de 2007 denominada de “Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos”, el Gobierno está obligado a presentar la certificación de reservas de gas natural a “principios de cada año” (artículo 7 de la norma en mención)
La Ley de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos, ordena en el artículo 7 (Certificación de Reservas) que “Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, mediante licitación internacional, deberá contratar empresas especializadas en la certificación de reservas de hidrocarburos para certificar el nivel efectivo de dichas reservas en el país (...) YPFB, hasta el 31 de marzo de cada año, deberá publicar el nivel de reservas certificadas existentes en el país”.
Esta Ley fue impuesta en la gestión 2007, aprobada por el primer mandatario, Evo Morales, que hasta la fecha no fue cumplida.
VILLEGAS
“Consideramos que no es pertinente hacerlo cada año”, al referirse a la certificación que manda la Ley 3740. El argumento es que la actividad hidrocarburífera tampoco no es una fábrica de hacer pantalones”, dijo.
Como “la exploración requiere por lo menos entre tres y cuatro años, por lo tanto la certificación debería de tener un periodo de esa naturaleza”, argumentó en contraposición a la mencionada ley.
Con esos argumentos informa que la licitación para certificar las reservas será el próximo año y como “generalmente hay que hacer para diciembre de cada año”, entonces “vamos a hacer para diciembre del 2012”, reiteró.
RESERVAS
En abril de este año, YPFB entregó el informe de la empresa Ryder Scott sobre las reservas probadas de gas natural, la misma que se encuentra en 9,94 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, sigla en inglés)
la cuantificación y certificación de las reservas nacionales, efectuada por la empresa Ryder Scott, al 31 de diciembre de 2009, precisa la existencia de 9,94 TCF de reservas probadas de gas natural (P1); 3,71 TCF de probables (P2) y 6,25 TCF de posibles (P3), haciendo un total de 19,9 TCF, entre probadas, probables y posibles.
EL DIARIO, el 20 de octubre del pasado año tuvo acceso al informe de la Ryder Scott, en el que se indicaba que las reservas se encontraban en 9,7 TCF, los que correspondían a los megacampos y los campos menores, pero a estos datos se incluyó posteriormente nuevas reservas, a lo cual se llegó a los 9,94 TCF. El margen de error fue de 0,24 TCF.
Así dejó en claro el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, este lunes en declaraciones realizadas en el Aeropuerto Internacional de El Alto.
Si bien reconoce que “hay un plazo de acuerdo a la Ley de Desarrollo Sostenible”, que establece que la certificación debe realizarse cada año y tener los resultados hasta marzo de la siguiente gestión, el máximo ejecutivo de la petrolera asegura: “recién vamos a convocar próximamente”, indica el reporte de ANF.
De acuerdo a la Ley 3740 de agosto de 2007 denominada de “Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos”, el Gobierno está obligado a presentar la certificación de reservas de gas natural a “principios de cada año” (artículo 7 de la norma en mención)
La Ley de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos, ordena en el artículo 7 (Certificación de Reservas) que “Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, mediante licitación internacional, deberá contratar empresas especializadas en la certificación de reservas de hidrocarburos para certificar el nivel efectivo de dichas reservas en el país (...) YPFB, hasta el 31 de marzo de cada año, deberá publicar el nivel de reservas certificadas existentes en el país”.
Esta Ley fue impuesta en la gestión 2007, aprobada por el primer mandatario, Evo Morales, que hasta la fecha no fue cumplida.
VILLEGAS
“Consideramos que no es pertinente hacerlo cada año”, al referirse a la certificación que manda la Ley 3740. El argumento es que la actividad hidrocarburífera tampoco no es una fábrica de hacer pantalones”, dijo.
Como “la exploración requiere por lo menos entre tres y cuatro años, por lo tanto la certificación debería de tener un periodo de esa naturaleza”, argumentó en contraposición a la mencionada ley.
Con esos argumentos informa que la licitación para certificar las reservas será el próximo año y como “generalmente hay que hacer para diciembre de cada año”, entonces “vamos a hacer para diciembre del 2012”, reiteró.
RESERVAS
En abril de este año, YPFB entregó el informe de la empresa Ryder Scott sobre las reservas probadas de gas natural, la misma que se encuentra en 9,94 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, sigla en inglés)
la cuantificación y certificación de las reservas nacionales, efectuada por la empresa Ryder Scott, al 31 de diciembre de 2009, precisa la existencia de 9,94 TCF de reservas probadas de gas natural (P1); 3,71 TCF de probables (P2) y 6,25 TCF de posibles (P3), haciendo un total de 19,9 TCF, entre probadas, probables y posibles.
EL DIARIO, el 20 de octubre del pasado año tuvo acceso al informe de la Ryder Scott, en el que se indicaba que las reservas se encontraban en 9,7 TCF, los que correspondían a los megacampos y los campos menores, pero a estos datos se incluyó posteriormente nuevas reservas, a lo cual se llegó a los 9,94 TCF. El margen de error fue de 0,24 TCF.
Ampliación de la planta de Yapacaní tiene 95% de avance
La empresa subsidiaria Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Andina informó hoy que el proceso de ampliación de capacidad productiva en la planta de Yapacaní, en el departamento de Santa Cruz, tiene un avance del 95 por ciento, informaron fuentes institucionales.
Según un boletín de prensa, con la conclusión de ese proyecto, esa planta incrementará su producción de 30 a 65 millones de pies cúbicos por día (MMpcd).
La ampliación, que tiene una inversión de 30 millones de dólares, consiste en la instalación de un nuevo módulo de acondicionamiento de punto de rocío de 35 MMpcd de capacidad.
Con el 95 por ciento de avance, el proyecto se encuentra en la última fase del montaje y posteriormente ingresará a las pruebas y ajustes finales de procesamiento de mayores volúmenes de gas, previsto para fines de este mes.
"La ampliación de capacidad para el proceso de gas natural en la planta Yapacaní registra un avance físico del 95 por ciento", señala el documento.
"De los 65 MMpcd de gas natural que serán procesados en la planta de Yapacaní, 60 MMpcd provendrán del campo Yapacaní y el restante corresponderá a un aporte del campo Patujú", precisa ese boletín institucional.
Según un boletín de prensa, con la conclusión de ese proyecto, esa planta incrementará su producción de 30 a 65 millones de pies cúbicos por día (MMpcd).
La ampliación, que tiene una inversión de 30 millones de dólares, consiste en la instalación de un nuevo módulo de acondicionamiento de punto de rocío de 35 MMpcd de capacidad.
Con el 95 por ciento de avance, el proyecto se encuentra en la última fase del montaje y posteriormente ingresará a las pruebas y ajustes finales de procesamiento de mayores volúmenes de gas, previsto para fines de este mes.
"La ampliación de capacidad para el proceso de gas natural en la planta Yapacaní registra un avance físico del 95 por ciento", señala el documento.
"De los 65 MMpcd de gas natural que serán procesados en la planta de Yapacaní, 60 MMpcd provendrán del campo Yapacaní y el restante corresponderá a un aporte del campo Patujú", precisa ese boletín institucional.
YPFB dice que otra planta garantiza suministro en La Paz
El combustible al mercado de La Paz se suministra desde una planta "alternativa" a Senkata, cuyo ingreso se mantiene bloqueado desde ayer por las juntas escolares de El Alto que se movilizan exigiendo infraestructura para las escuelas, entre otros pedidos. El gerente Nacional de Comercialización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, informó que hay combustible para reabastecer las estaciones de servicio.
Achá agregó que en caso no haber contacto con esta planta alternativa "hoy día ya no tendríamos volúmenes para reabastecer a las estaciones de servicio" de La Paz.
El lunes y el martes, los conductores hicieron filas con sus carros en las inmediaciones de las estaciones de servicio con la finalidad de cargar combustible ante el temor de que éste se agote. Hoy a las 14.30, en el surtidor de la calle 1 de Los Pinos el flujo vehicular era dificultoso debido a la gran cantidad de motorizados.
El Gerente de Comercialización reconoció que "sí hay filas en la estaciones de servicio", pero dijo que estas colas se deben a que los conductores compran combustible para llenar el tanque.
"Garantizamos que el abastecimiento va a ser continuo" (... ) "Estamos abasteciendo de una planta alternativa", con lo cual "a pesar de que el bloqueo continúe el abastecimiento va a ser permanente", aseguró el gerente de YPFB.
Achá agregó que en caso no haber contacto con esta planta alternativa "hoy día ya no tendríamos volúmenes para reabastecer a las estaciones de servicio" de La Paz.
El lunes y el martes, los conductores hicieron filas con sus carros en las inmediaciones de las estaciones de servicio con la finalidad de cargar combustible ante el temor de que éste se agote. Hoy a las 14.30, en el surtidor de la calle 1 de Los Pinos el flujo vehicular era dificultoso debido a la gran cantidad de motorizados.
El Gerente de Comercialización reconoció que "sí hay filas en la estaciones de servicio", pero dijo que estas colas se deben a que los conductores compran combustible para llenar el tanque.
"Garantizamos que el abastecimiento va a ser continuo" (... ) "Estamos abasteciendo de una planta alternativa", con lo cual "a pesar de que el bloqueo continúe el abastecimiento va a ser permanente", aseguró el gerente de YPFB.
Seis consorcios interesados en construir la planta de separación del Gran Chaco
Entre seis compañías y consorcios internacionales manifestaron interés en realizar la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha (IPC) de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco que será la tercera más grande de Latinoamérica después de Argentina y Perú. Este lunes se efectuó la apertura de sobres en un acto público y transparente realizado en la casa ejecutiva de YPFB en la ciudad de Santa Cruz con la participación del presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas.
Aesa - Linde (Argentina-Alemania), Técnicas Reunidas (España), Samsung (Corea), Hyundai (Corea), OAS – Tecnimont (Brasil-Italia) y Saipen – Sinopec (Italia- China) son las seis compañías que se mantienen en carrera. “La presentación de las propuestas de los seis consorcios con la participación de siete países no hace otra cosa que expresar la confianza a YPFB, la confianza al gobierno. En el transcurso de los próximos días o semanas tendremos ya la respuesta oficial sobre los resultados de la calificación del sobre A y del sobre B”, manifestó.
Según la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos, la Planta Gran Chaco procesará un caudal máximo de gas natural de 32 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y producirá 2.037 TMD de GLP, alrededor de 2.087 barriles por día de gasolina natural y, además, procesará 2.030 TMD de etano que es el elemento principal para el proceso de industrialización de los hidrocarburos y 1.054 BPD de isopentano. “Agradezco a los consorcios por la presentación de las propuestas para el IPC. En el transcurso de estos días, los equipos técnicos de YPFB van a realizar las calificaciones correspondientes y esperamos en las próximas semanas suscribir el contrato para hacer realidad este proyecto. No dudamos que el consorcio que gane empiece en forma inmediata con las actividades concernientes a la ingeniería de detalle y todas las otras actividades”, indicó Villegas.
El complejo Gran Chaco, que procesará gas rico de la corriente de exportación de gas natural para extraer componentes licuables, será entregado en el mes de diciembre del año 2013 e iniciará operaciones en el primer trimestre de 2014. YPFB inició el 26 de abril el proceso de contratación de una empresa especializada para realizar la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco.
Aesa - Linde (Argentina-Alemania), Técnicas Reunidas (España), Samsung (Corea), Hyundai (Corea), OAS – Tecnimont (Brasil-Italia) y Saipen – Sinopec (Italia- China) son las seis compañías que se mantienen en carrera. “La presentación de las propuestas de los seis consorcios con la participación de siete países no hace otra cosa que expresar la confianza a YPFB, la confianza al gobierno. En el transcurso de los próximos días o semanas tendremos ya la respuesta oficial sobre los resultados de la calificación del sobre A y del sobre B”, manifestó.
Según la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos, la Planta Gran Chaco procesará un caudal máximo de gas natural de 32 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y producirá 2.037 TMD de GLP, alrededor de 2.087 barriles por día de gasolina natural y, además, procesará 2.030 TMD de etano que es el elemento principal para el proceso de industrialización de los hidrocarburos y 1.054 BPD de isopentano. “Agradezco a los consorcios por la presentación de las propuestas para el IPC. En el transcurso de estos días, los equipos técnicos de YPFB van a realizar las calificaciones correspondientes y esperamos en las próximas semanas suscribir el contrato para hacer realidad este proyecto. No dudamos que el consorcio que gane empiece en forma inmediata con las actividades concernientes a la ingeniería de detalle y todas las otras actividades”, indicó Villegas.
El complejo Gran Chaco, que procesará gas rico de la corriente de exportación de gas natural para extraer componentes licuables, será entregado en el mes de diciembre del año 2013 e iniciará operaciones en el primer trimestre de 2014. YPFB inició el 26 de abril el proceso de contratación de una empresa especializada para realizar la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco.
lunes, 19 de septiembre de 2011
Incendio en las serranías del Sararenda amenaza a pozos petroleros
Un incendio de magnitud en la serranía del Sararenda en Camiri, departamento de Santa Cruz, se propaga peligrosamente hacia los pozos petroleros del lugar.
Bomberos forestales, efectivos militares y autoridades de Camiri trabajan infatigablemente desde las cuatro de la mañana de hoy para evitar que el fuego, que se encuentra a uno de los lados de la serranía de difícil acceso, se expanda hasta llegar al pozo petrolero número nueve, que es administrado por YPFB – Andina, informó radio Parapetí de la Red Erbol.
“Esta es una zona llena de pozos petroleros y (si no se sofoca el fuego) podría ocurrir una catástrofe de proporciones, se tiene que actuar con prontitud”, manifestó Richard Moreno, subgobernador de la provincia Cordillera.
Luego del sobrevuelo de una avioneta para identificar las zonas del acceso, al escarpado lugar, la gobernación de Santa Cruz envió bomberos forestales para hacer frente a las llamas que avanzar peligrosamente a la zona hidrocarburífera.
Empresas petroleras de la zona cooperaron con la dotación de camiones cisterna proveídos de agua para afrontar el foco de calor.
Mientras tanto, otro incendio en las serranías del Aguaragüe, en el municipio de Charagua continúa por más de tres días, además del iniciado en zona del Tatarenda, a unos 85 kilómetros de Camiri.
Bomberos forestales, efectivos militares y autoridades de Camiri trabajan infatigablemente desde las cuatro de la mañana de hoy para evitar que el fuego, que se encuentra a uno de los lados de la serranía de difícil acceso, se expanda hasta llegar al pozo petrolero número nueve, que es administrado por YPFB – Andina, informó radio Parapetí de la Red Erbol.
“Esta es una zona llena de pozos petroleros y (si no se sofoca el fuego) podría ocurrir una catástrofe de proporciones, se tiene que actuar con prontitud”, manifestó Richard Moreno, subgobernador de la provincia Cordillera.
Luego del sobrevuelo de una avioneta para identificar las zonas del acceso, al escarpado lugar, la gobernación de Santa Cruz envió bomberos forestales para hacer frente a las llamas que avanzar peligrosamente a la zona hidrocarburífera.
Empresas petroleras de la zona cooperaron con la dotación de camiones cisterna proveídos de agua para afrontar el foco de calor.
Mientras tanto, otro incendio en las serranías del Aguaragüe, en el municipio de Charagua continúa por más de tres días, además del iniciado en zona del Tatarenda, a unos 85 kilómetros de Camiri.
domingo, 18 de septiembre de 2011
Se producen 4.100 garrafas menos por día que en 2010
En el primer semestre del año la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de plantas disminuyó en al menos 4.100 garrafas por día con respecto a similar período en 2010 y se importó un promedio de 8.100 garrafas por día.
Según el documento “Resultados operativos al primer semestre 2011”, elaborado por la Unidad Seguimiento Técnico Subsidiarias de YPFB Corporación, el año pasado se había producido 702 toneladas de GLP (70.200 garrafas), pero este año la oferta disminuyó a 661 toneladas (66.100 garrafas).
Porcentualmente el mercado recibió 6% menos del carburante que el año pasado.
La empresa Repsol fue la que presentó una mayor disminución 4,12% debido a la reducción de la producción de sus campos Paloma y Bloque Bajo, principalmente, seguido de YPFB Chaco con 0,93% por la menor oferta de sus campos Carrasco FW, Kanata y Kanata Norte, señala el informe de la estatal petrolera.
En contraste, la importación de GLP para atender la demanda interna y no dejar desabastecido el mercado se incrementó de un promedio de 5.600 garrafas por día (56,43 toneladas) a 8.100 garrafas (81,3 toneladas) entre el primer semestre 2010 y 2011, de acuerdo al boletín estadístico YPFB abril-junio 2011.
En ese informe la estatal petrolera reconoce que las compras del exterior se incrementaron con relación al primer semestre del año pasado.
“Las importaciones de GLP se incrementaron en relación al primer semestre de 2010 debido principalmente a que la producción total de GLP (GLP plantas +GLP refinerías) se redujo en 3%”, precisa el informe.
El boletín estadístico señala a su vez que los costos de importación de GLP se incrementaron desde enero.
Por ejemplo, mientras que a principios de año la tonelada tenía un precio de 825 a 832 dólares, en junio el valor se incrementó a 1.770 dólares, tomando en cuenta fletes de transporte y otro. Eso significa que si de una tonelada se envasan 100 garrafas, el costo unitario sería de 17 dólares, tomando en cuenta los costos referidos en el informe.
Para garantizar el suministro interno el país importó en el primer semestre GLP de Enarsa e YPF La Plata en Argentina, Repsol Perú, Trafigura y Gas Total.
El costo de las compras está calculado en función a la variación de precios internacionales del petróleo, sin embargo, para la comercialización en el mercado interno el precio se encuentra subsidiado. Si el costo por garrafa es de 22,50 bolivianos y si hasta junio se importaba a un precio de 17 dólares, la subvención por unidad está en al menos 95 bolivianos, al tipo de cambio oficial vigente en el país.
Segunda fase de Margarita hasta 2013
La segunda fase del desarrollo del campo Margarita estará lista en octubre del 2013, anunció el gerente general de British Gas-Bolivia, Orlando Vaca.
Esta petrolera es socia del bloque Caipipendi con una participación de 37,5%.
Las otras socias son Repsol, que es la operadora, que también tiene una participación de 37,5%, en tanto que el restante 25% es de Pan American Energy (PAE).
“Este año hemos tenido la iniciación de la fase uno del Campo Margarita, que es tan importante para el país y para cumplir con Argentina”, que deberá estar concluida en abril del 2012, remarcó el ejecutivo, según la agencia ANF.
El próximo año, Margarita deberá producir nueve millones de metros cúbicos por día de gas natural, pues aumentará seis millones a los actuales tres millones MCD, aseguran informes tanto de Repsol como del Gobierno.
Además de la ejecución de la primera fase de desarrollo del campo en esta gestión también “estamos en proceso de aprobación con la fase dos de Margarita, para ser entregada en octubre del 2013”, indicó el ejecutivo de la petrolera BG-Bolivia.
En la primera fase del desarrollo del campo Margarita, los socios están invirtiendo 600 millones de dólares, de acuerdo con el compromiso suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB”.
El desarrollo del campo Margarita es “muy importante para los volúmenes que tiene que cumplir el país en los contratos de venta de gas”, puntualizó el ejecutivo.
Vaca aseguró que el trabajo en este yacimiento gasífero a cargo de British Gas “está en cronograma” tanto en el avance de obras como de ejecución presupuestaria.
Según el documento “Resultados operativos al primer semestre 2011”, elaborado por la Unidad Seguimiento Técnico Subsidiarias de YPFB Corporación, el año pasado se había producido 702 toneladas de GLP (70.200 garrafas), pero este año la oferta disminuyó a 661 toneladas (66.100 garrafas).
Porcentualmente el mercado recibió 6% menos del carburante que el año pasado.
La empresa Repsol fue la que presentó una mayor disminución 4,12% debido a la reducción de la producción de sus campos Paloma y Bloque Bajo, principalmente, seguido de YPFB Chaco con 0,93% por la menor oferta de sus campos Carrasco FW, Kanata y Kanata Norte, señala el informe de la estatal petrolera.
En contraste, la importación de GLP para atender la demanda interna y no dejar desabastecido el mercado se incrementó de un promedio de 5.600 garrafas por día (56,43 toneladas) a 8.100 garrafas (81,3 toneladas) entre el primer semestre 2010 y 2011, de acuerdo al boletín estadístico YPFB abril-junio 2011.
En ese informe la estatal petrolera reconoce que las compras del exterior se incrementaron con relación al primer semestre del año pasado.
“Las importaciones de GLP se incrementaron en relación al primer semestre de 2010 debido principalmente a que la producción total de GLP (GLP plantas +GLP refinerías) se redujo en 3%”, precisa el informe.
El boletín estadístico señala a su vez que los costos de importación de GLP se incrementaron desde enero.
Por ejemplo, mientras que a principios de año la tonelada tenía un precio de 825 a 832 dólares, en junio el valor se incrementó a 1.770 dólares, tomando en cuenta fletes de transporte y otro. Eso significa que si de una tonelada se envasan 100 garrafas, el costo unitario sería de 17 dólares, tomando en cuenta los costos referidos en el informe.
Para garantizar el suministro interno el país importó en el primer semestre GLP de Enarsa e YPF La Plata en Argentina, Repsol Perú, Trafigura y Gas Total.
El costo de las compras está calculado en función a la variación de precios internacionales del petróleo, sin embargo, para la comercialización en el mercado interno el precio se encuentra subsidiado. Si el costo por garrafa es de 22,50 bolivianos y si hasta junio se importaba a un precio de 17 dólares, la subvención por unidad está en al menos 95 bolivianos, al tipo de cambio oficial vigente en el país.
Segunda fase de Margarita hasta 2013
La segunda fase del desarrollo del campo Margarita estará lista en octubre del 2013, anunció el gerente general de British Gas-Bolivia, Orlando Vaca.
Esta petrolera es socia del bloque Caipipendi con una participación de 37,5%.
Las otras socias son Repsol, que es la operadora, que también tiene una participación de 37,5%, en tanto que el restante 25% es de Pan American Energy (PAE).
“Este año hemos tenido la iniciación de la fase uno del Campo Margarita, que es tan importante para el país y para cumplir con Argentina”, que deberá estar concluida en abril del 2012, remarcó el ejecutivo, según la agencia ANF.
El próximo año, Margarita deberá producir nueve millones de metros cúbicos por día de gas natural, pues aumentará seis millones a los actuales tres millones MCD, aseguran informes tanto de Repsol como del Gobierno.
Además de la ejecución de la primera fase de desarrollo del campo en esta gestión también “estamos en proceso de aprobación con la fase dos de Margarita, para ser entregada en octubre del 2013”, indicó el ejecutivo de la petrolera BG-Bolivia.
En la primera fase del desarrollo del campo Margarita, los socios están invirtiendo 600 millones de dólares, de acuerdo con el compromiso suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB”.
El desarrollo del campo Margarita es “muy importante para los volúmenes que tiene que cumplir el país en los contratos de venta de gas”, puntualizó el ejecutivo.
Vaca aseguró que el trabajo en este yacimiento gasífero a cargo de British Gas “está en cronograma” tanto en el avance de obras como de ejecución presupuestaria.
Segunda fase del campo Margarita finaliza en 2013
La segunda fase del desarrollo del campo Margarita estará lista en octubre del 2013, anuncia el gerente general de BG-Bolivia, Orlando Vaca. Esta petrolera es socia del bloque Caipipendi con una participación de 37,5%.
Las otras socias son Repsol que es la operadora, también tiene una participación de 37,5%, en tanto que el restante 25% es de Pan American Energy (PAE). "Este año hemos tenido la iniciación de la fase uno de Margarita, que es tan importante para el país y para cumplir con Argentina", esta deberá estar concluida en abril del 2012, remarcó Vaca.
En 2012, Margarita deberá producir 9 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, pues aumentará 6 MMm3/d a los actuales 3 MMm3/d, aseguran informes de Repsol y del Gobierno.
Además de la ejecución de la primera fase de desarrollo del campo en 2011, se dijo que se encara el proceso de aprobación con la fase dos de Margarita para ser entregada en octubre del 2013./ANF
Las otras socias son Repsol que es la operadora, también tiene una participación de 37,5%, en tanto que el restante 25% es de Pan American Energy (PAE). "Este año hemos tenido la iniciación de la fase uno de Margarita, que es tan importante para el país y para cumplir con Argentina", esta deberá estar concluida en abril del 2012, remarcó Vaca.
En 2012, Margarita deberá producir 9 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, pues aumentará 6 MMm3/d a los actuales 3 MMm3/d, aseguran informes de Repsol y del Gobierno.
Además de la ejecución de la primera fase de desarrollo del campo en 2011, se dijo que se encara el proceso de aprobación con la fase dos de Margarita para ser entregada en octubre del 2013./ANF
Hidrocarburos. Palpan la energía
La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ha desarrollado el proceso productivo de hidrocarburos en cinco fases, pero básicamente centra su presentación en la idea de que la empresa pertenece a todos los bolivianos.
El eje: es mía, es tuya, es de todos, se ve reflejado en todas las salas del estand de YFPB, que no tiene azafatas ni asistentes, pero sí un grupo de anfitriones que recibe con simpatía e interactúa con los visitantes.
Según la explicación de la responsable del stand de YPFB, Lucía Coca, el pabellón es multisensorial porque busca permanentemente que el visitante sienta sensaciones y emociones a través de los sentidos del oído, vista y olfato.
El recorrido comienza por la plaza, que recrea los espacios naturales de donde se extraen los hidrocarburos, y avanza por pisos y paredes interactivas con humos de colores que dan una sensación diferente.
Después de pasar la cadena completa de producción, el recorrido termina en una sala de juegos y beneficios, donde todos los visitantes salen con un premio de la compañía.
A diferencia del año pasado, esta vez la empresa concentra en un solo estand a sus subsidiarias, como YPFB-Transporte, Chaco, Andina, GTB, Refinación y Logística. El lunes 19 de septiembre se realizará la inauguración oficial de estand con la presencia de autoridades nacionales, entre los que destacan Carlos Villegas y el ministro de Energía e Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez.
El eje: es mía, es tuya, es de todos, se ve reflejado en todas las salas del estand de YFPB, que no tiene azafatas ni asistentes, pero sí un grupo de anfitriones que recibe con simpatía e interactúa con los visitantes.
Según la explicación de la responsable del stand de YPFB, Lucía Coca, el pabellón es multisensorial porque busca permanentemente que el visitante sienta sensaciones y emociones a través de los sentidos del oído, vista y olfato.
El recorrido comienza por la plaza, que recrea los espacios naturales de donde se extraen los hidrocarburos, y avanza por pisos y paredes interactivas con humos de colores que dan una sensación diferente.
Después de pasar la cadena completa de producción, el recorrido termina en una sala de juegos y beneficios, donde todos los visitantes salen con un premio de la compañía.
A diferencia del año pasado, esta vez la empresa concentra en un solo estand a sus subsidiarias, como YPFB-Transporte, Chaco, Andina, GTB, Refinación y Logística. El lunes 19 de septiembre se realizará la inauguración oficial de estand con la presencia de autoridades nacionales, entre los que destacan Carlos Villegas y el ministro de Energía e Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez.
AIE: baja demanda mundial del petróleo para el 2011-12
En su informe mensual, la AIE calculó que el consumo este año será de 98,3 millones de barriles diarios, 200.000 menos de lo que había previsto en agosto. El 2012, el consumo se situará en 90,7 millones de barriles diarios, un recorte de 400.000 barriles.
En la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), las necesidades de crudo este año son de 45,8 millones de barriles diarios, 20.000 barriles diarios menos de lo avanzado en agosto. Esto supone una caída del 0,8% respecto al 2010.
En el resto del mundo, el consumo previsto será de 43,5 millones de barriles diarios, 180.000 barriles menos de lo avanzado con anterioridad, aunque un 3,3% más que el pasado año. Según la AIE, la economía mundial crecerá este año un 3,9% y no un 4,2%, mientras que en 2012 crecerá un 4,2% y no un 4,4%.
Además, la agencia advirtió de que si esas nuevas previsiones económicas tuvieran que modificarse una vez más a la baja y el incremento del Producto Interior Bruto (PIB) mundial fuera un tercio inferior, la demanda de petróleo sería 300.000 barriles diarios inferior en 2011 y 1,3 millones más baja durante el próximo año.
Los autores del informe constataron que en agosto se pusieron en el mercado 89,1 millones de barriles diarios, 1 millón más que en julio y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sólo aportó 165.000 barriles diarios suplementarios.
Trimestre. Los 30,26 millones de barriles diarios del cártel petrolero fueron 1,04 millones inferiores a la que la AIE estima que es la demanda dirigida a la OPEP por el mercado para el tercer trimestre.
No obstante, la agencia consideró que en los tres últimos meses del año la demanda dirigida a los miembros de la OPEP se reducirá a 30,5 millones de barriles diarios, 200.000 barriles menos de lo previsto hasta ahora.
Además, la AIE corrigió al alza la capacidad de producción de ese país norteafricano para el cuarto trimestre a 300.000 barriles diarios, 100.000 barriles más de los que esperaba.
Las reservas industriales de petróleo en los miembros de la OCDE aumentaron 10,8 millones de barriles en julio, menos de lo habitual en esas fechas, para quedar en 2.687 millones de barriles, equivalentes a una cobertura de 58,4 días de demanda.
El nivel de reservas de los países ricos estaba por debajo de la media de los cinco últimos años, y los primeros datos de agosto apuntan a una modesta recuperación de 600.000 barriles.
Los aportes de la OPEP
Los autores del informe de Agencia Internacional de la Energía (AIE) constataron que en agosto se pusieron en el mercado 89,1 millones de barriles diarios, 1 millón más que en julio y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sólo aportó 165.000 barriles diarios suplementarios.
En la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), las necesidades de crudo este año son de 45,8 millones de barriles diarios, 20.000 barriles diarios menos de lo avanzado en agosto. Esto supone una caída del 0,8% respecto al 2010.
En el resto del mundo, el consumo previsto será de 43,5 millones de barriles diarios, 180.000 barriles menos de lo avanzado con anterioridad, aunque un 3,3% más que el pasado año. Según la AIE, la economía mundial crecerá este año un 3,9% y no un 4,2%, mientras que en 2012 crecerá un 4,2% y no un 4,4%.
Además, la agencia advirtió de que si esas nuevas previsiones económicas tuvieran que modificarse una vez más a la baja y el incremento del Producto Interior Bruto (PIB) mundial fuera un tercio inferior, la demanda de petróleo sería 300.000 barriles diarios inferior en 2011 y 1,3 millones más baja durante el próximo año.
Los autores del informe constataron que en agosto se pusieron en el mercado 89,1 millones de barriles diarios, 1 millón más que en julio y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sólo aportó 165.000 barriles diarios suplementarios.
Trimestre. Los 30,26 millones de barriles diarios del cártel petrolero fueron 1,04 millones inferiores a la que la AIE estima que es la demanda dirigida a la OPEP por el mercado para el tercer trimestre.
No obstante, la agencia consideró que en los tres últimos meses del año la demanda dirigida a los miembros de la OPEP se reducirá a 30,5 millones de barriles diarios, 200.000 barriles menos de lo previsto hasta ahora.
Además, la AIE corrigió al alza la capacidad de producción de ese país norteafricano para el cuarto trimestre a 300.000 barriles diarios, 100.000 barriles más de los que esperaba.
Las reservas industriales de petróleo en los miembros de la OCDE aumentaron 10,8 millones de barriles en julio, menos de lo habitual en esas fechas, para quedar en 2.687 millones de barriles, equivalentes a una cobertura de 58,4 días de demanda.
El nivel de reservas de los países ricos estaba por debajo de la media de los cinco últimos años, y los primeros datos de agosto apuntan a una modesta recuperación de 600.000 barriles.
Los aportes de la OPEP
Los autores del informe de Agencia Internacional de la Energía (AIE) constataron que en agosto se pusieron en el mercado 89,1 millones de barriles diarios, 1 millón más que en julio y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sólo aportó 165.000 barriles diarios suplementarios.
Hay ocho empresas interesadas en construir la planta de urea
En los últimos seis meses, un total de ocho empresas internacionales poseedoras de tecnologías patentadas manifestaron a la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) su interés técnico y económico en construir la planta de urea y amoniaco en la localidad de Entre Ríos, en el trópico de Cochabamba, con una inversión millonaria que supera los mil millones de dólares.
Se trata de cinco empresas en construir plantas de amoniaco en el mundo: Kellog Brown de Estados Unidos, Haldoe Topsoe, de Dinamarca y las empresas Linde, Lurgi y Uhde, las tres de Alemania.
Las otras tres compañías son especializadas en plantas de urea: Toyo de Japón y las empresas italianas Snamprogetti y Starmicarbon, informó Cristian Inchauste, presidente de YPFB Transporte, instancia encargada de implementar el proyecto de acuerdo con el Decreto Supremo 0922, del 10 de junio de 2011.
“En conjunto, estas ocho firmas han provisto la tecnología y las patentes necesarias para construir la casi totalidad de las plantas de fertilizantes de urea del planeta. El tema de industrialización es esencialmente un asunto de escoger entre las mejores tecnologías y patentes. Bolivia deberá probablemente ser muy cuidadosa en ese sentido”, explicó.
La planta de urea y amoniaco de Carrasco cuenta a la fecha con todos los estudios de factibilidad, que incluyen ocho investigaciones complementarias elaboradas y transferidas por EBIH a YPFB Corporación restando simplemente licitar la Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) a fines de octubre, dijo Cristian Torrico, director de Hidrocarburos de la Gobernación de Cochabamba.
Ejecución
De acuerdo al Modelo de Esquema de Negocios desarrollado por EBIH, “el proyecto es de implementación inmediata, bajo modalidad de contratación directa mayor, es decir que no se requiere de estudios adicionales, de acuerdo al Reglamento Específico del Sistema de Administración de Bienes de Empresa Pública Nacional Estratégica”, explicó el gerente de Proyectos de EBIH, Víctor Hugo Roncal.
YPFB indica que la empresa que se adjudique la construcción del proyecto deberá incluir un programa de transferencia de tecnología a Bolivia tanto en el ámbito de procesos industriales y patente como en el terreno de la experiencia de operación y mantenimiento, que será determinante para garantizar la vida productiva de planta industrial, entre 50 y 70 años.
“En la práctica estamos entrando en un terreno totalmente nuevo para nuestra nación donde el primer proyecto de industrialización del gas, localizado en Carrasco, será algo parecido al programa Soyuz para la Unión Soviética, el Apolo para Estados Unidos o el Ariane para Francia. Por lo tanto, Bolivia tiene que poner en este proyecto a su mejor y más emprendedora gente”, destacó el presidente de YPFB Transporte.
Una vez que YPFB Corporación suscriba el contrato de ejecución con la empresa que presente la mejor oferta tecnológica, económica y financiera, la construcción de la planta industrial, sobre una superficie de 350 hectáreas, demandará 36 meses de obras, para iniciar operaciones productivas el último trimestre de 2014.
YPFB Transporte asume obras de industrialización
Al margen de los estudios de prefactibilidad para implementar la planta industrial de Carrasco, YPFB Transporte asumió la responsabilidad de implementar el próximo año otros dos proyectos de industrialización de gas natural, cuya documentación original y copias digital e impresa fueron entregadas por IBIH.
Se trata de los antecedentes y términos de referencia para el estudio de prefactibilidad de la planta de etileno-polietileno y del estudio de visualización elaborado por las empresas Technip France e Ineos Technologies de Francia. YPFB Transporte también recibió los antecedentes y términos de referencia para realizar estudios de factibilidad de la planta de gas y líquidos.
Adicionalmente, y por instrucciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, EBIH entregó a YPFB Corporación esquemas de negocios elaborados por los grupos empresariales Marubeni y Ferrostall para facilitar la licitación y construcción de la planta de urea y amoniaco en Carrasco.
EL MERCADO POTENCIAL ES AGROINDUSTRIAL
Los fertilizantes nitrogenados como la urea y amoniaco son utilizados en la agricultura con el objetivo de incrementar los rendimientos productivos de los cultivos y su comercialización debido a su alto valor agregado. La planta de Carrasco reportará al Estado alrededor de 2 mil millones de dólares en los próximos 20 años, según estimaciones económicas de EBIH.
La planta de urea y amoniaco de Carrasco estará emplazada sobre una superficie de 360 hectáreas recientemente adquiridas por el municipio de Entre Ríos y su construcción demandará una inversión superior a mil millones de dólares, con una participación del Estado de hasta un 70 por ciento del paquete accionario, en caso de constituirse una Sociedad Anónima Mixta para sus operaciones.
El presidente de YPFB Transporte, Cristian Inchauste, comentó que la planta industrial fue diseñada para producir hasta 750 mil toneladas anuales de fertilizantes nitrogenados con un consumo diario de 1,5 millones de metros cúbicos de gas natural, previstos por YPFB Corporación en su plan operativo.
Se trata de cinco empresas en construir plantas de amoniaco en el mundo: Kellog Brown de Estados Unidos, Haldoe Topsoe, de Dinamarca y las empresas Linde, Lurgi y Uhde, las tres de Alemania.
Las otras tres compañías son especializadas en plantas de urea: Toyo de Japón y las empresas italianas Snamprogetti y Starmicarbon, informó Cristian Inchauste, presidente de YPFB Transporte, instancia encargada de implementar el proyecto de acuerdo con el Decreto Supremo 0922, del 10 de junio de 2011.
“En conjunto, estas ocho firmas han provisto la tecnología y las patentes necesarias para construir la casi totalidad de las plantas de fertilizantes de urea del planeta. El tema de industrialización es esencialmente un asunto de escoger entre las mejores tecnologías y patentes. Bolivia deberá probablemente ser muy cuidadosa en ese sentido”, explicó.
La planta de urea y amoniaco de Carrasco cuenta a la fecha con todos los estudios de factibilidad, que incluyen ocho investigaciones complementarias elaboradas y transferidas por EBIH a YPFB Corporación restando simplemente licitar la Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) a fines de octubre, dijo Cristian Torrico, director de Hidrocarburos de la Gobernación de Cochabamba.
Ejecución
De acuerdo al Modelo de Esquema de Negocios desarrollado por EBIH, “el proyecto es de implementación inmediata, bajo modalidad de contratación directa mayor, es decir que no se requiere de estudios adicionales, de acuerdo al Reglamento Específico del Sistema de Administración de Bienes de Empresa Pública Nacional Estratégica”, explicó el gerente de Proyectos de EBIH, Víctor Hugo Roncal.
YPFB indica que la empresa que se adjudique la construcción del proyecto deberá incluir un programa de transferencia de tecnología a Bolivia tanto en el ámbito de procesos industriales y patente como en el terreno de la experiencia de operación y mantenimiento, que será determinante para garantizar la vida productiva de planta industrial, entre 50 y 70 años.
“En la práctica estamos entrando en un terreno totalmente nuevo para nuestra nación donde el primer proyecto de industrialización del gas, localizado en Carrasco, será algo parecido al programa Soyuz para la Unión Soviética, el Apolo para Estados Unidos o el Ariane para Francia. Por lo tanto, Bolivia tiene que poner en este proyecto a su mejor y más emprendedora gente”, destacó el presidente de YPFB Transporte.
Una vez que YPFB Corporación suscriba el contrato de ejecución con la empresa que presente la mejor oferta tecnológica, económica y financiera, la construcción de la planta industrial, sobre una superficie de 350 hectáreas, demandará 36 meses de obras, para iniciar operaciones productivas el último trimestre de 2014.
YPFB Transporte asume obras de industrialización
Al margen de los estudios de prefactibilidad para implementar la planta industrial de Carrasco, YPFB Transporte asumió la responsabilidad de implementar el próximo año otros dos proyectos de industrialización de gas natural, cuya documentación original y copias digital e impresa fueron entregadas por IBIH.
Se trata de los antecedentes y términos de referencia para el estudio de prefactibilidad de la planta de etileno-polietileno y del estudio de visualización elaborado por las empresas Technip France e Ineos Technologies de Francia. YPFB Transporte también recibió los antecedentes y términos de referencia para realizar estudios de factibilidad de la planta de gas y líquidos.
Adicionalmente, y por instrucciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, EBIH entregó a YPFB Corporación esquemas de negocios elaborados por los grupos empresariales Marubeni y Ferrostall para facilitar la licitación y construcción de la planta de urea y amoniaco en Carrasco.
EL MERCADO POTENCIAL ES AGROINDUSTRIAL
Los fertilizantes nitrogenados como la urea y amoniaco son utilizados en la agricultura con el objetivo de incrementar los rendimientos productivos de los cultivos y su comercialización debido a su alto valor agregado. La planta de Carrasco reportará al Estado alrededor de 2 mil millones de dólares en los próximos 20 años, según estimaciones económicas de EBIH.
La planta de urea y amoniaco de Carrasco estará emplazada sobre una superficie de 360 hectáreas recientemente adquiridas por el municipio de Entre Ríos y su construcción demandará una inversión superior a mil millones de dólares, con una participación del Estado de hasta un 70 por ciento del paquete accionario, en caso de constituirse una Sociedad Anónima Mixta para sus operaciones.
El presidente de YPFB Transporte, Cristian Inchauste, comentó que la planta industrial fue diseñada para producir hasta 750 mil toneladas anuales de fertilizantes nitrogenados con un consumo diario de 1,5 millones de metros cúbicos de gas natural, previstos por YPFB Corporación en su plan operativo.
Esperan "instrucciones superiores" para inaugurar surtidores nuevos de YPFB
Las estaciones de servicio San Pedro y Morela, que ya están listas para su operación desde hace una semana atrás, serán inauguradas y puestas al servicio de la ciudadanía, una vez que las autoridades nacionales emitan instrucciones para realizar dicha inauguración.
Así informó el jefe de zona comercial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB), regional Oruro, Gilmar Cruz, quien sostuvo que ya se hizo la calibración correspondiente a cada máquina que será utilizada en el abastecimiento de carburantes.
"Después de haber realizado el proceso de calibración, estas dos estaciones se encuentran habilitadas para poder operar con trabajos de despacho, las dos unidades modernas ya se encuentran habilitadas para abastecer la demanda del transporte y la población, en tal virtud zona comercial Oruro dependiente del Distrito Comercial Occidente y la Gerencia General de Comercialización, está esperando instrucciones superiores precisas para hacer su inauguración e inicio de operaciones", sostuvo.
Cruz afirmó que hasta la fecha se encuentra esperando dichas instrucciones ya que, la inauguración de las estaciones de servicio San Pedro y Morela que abastecerán de gasolina especial, diesel y gas natural vehicular (GNV), respectivamente, estaba programado, en un principio, para mediados del mes de Julio y posteriormente, por la falta de algunos equipos, la espera se prolongó hasta agosto mes en el que tampoco fueron inaugurados los surtidores y ahora se espera que puedan entrar en servicio este mes.
La demanda corresponde a algunos trasportistas que hicieron llegar su reclamo a LA PATRIA, indicando que la espera es de mucho tiempo y que ya las estaciones de servicio deberían ser puestas en funcionamiento.
CALIBRACIÓN
La autoridad, representante de la estatal petrolera manifestó que las calibraciones a las máquinas se realizan cada mes, por el instituto Boliviano de Metrología y Metro y para el inicio de operaciones debe haberse realizado por lo menos una calibración en todas las máquinas, esta calibración va relacionada con el volumen y peso de los carburantes despachados.
"Para iniciar operaciones, estas estaciones de servicio deben tener su certificado de calibración, con las que ya cuenta y las máquinas fueron calibradas la semana anterior, con personeros especializados, o sea que ya cumplimos esa tarea, para que el cliente tenga segura la cantidad despachada del importe que está cancelando", finalizó Cruz.
La estación de servicio San Pedro, está ubicada en la Avenida Tomás Barrón, zona Norte de la ciudad a lado de instalaciones de YPFB y la estación de servicio Morela está ubicada en la Avenida Héroes del Chaco y Avenida al Valle, también zona Norte.
Así informó el jefe de zona comercial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB), regional Oruro, Gilmar Cruz, quien sostuvo que ya se hizo la calibración correspondiente a cada máquina que será utilizada en el abastecimiento de carburantes.
"Después de haber realizado el proceso de calibración, estas dos estaciones se encuentran habilitadas para poder operar con trabajos de despacho, las dos unidades modernas ya se encuentran habilitadas para abastecer la demanda del transporte y la población, en tal virtud zona comercial Oruro dependiente del Distrito Comercial Occidente y la Gerencia General de Comercialización, está esperando instrucciones superiores precisas para hacer su inauguración e inicio de operaciones", sostuvo.
Cruz afirmó que hasta la fecha se encuentra esperando dichas instrucciones ya que, la inauguración de las estaciones de servicio San Pedro y Morela que abastecerán de gasolina especial, diesel y gas natural vehicular (GNV), respectivamente, estaba programado, en un principio, para mediados del mes de Julio y posteriormente, por la falta de algunos equipos, la espera se prolongó hasta agosto mes en el que tampoco fueron inaugurados los surtidores y ahora se espera que puedan entrar en servicio este mes.
La demanda corresponde a algunos trasportistas que hicieron llegar su reclamo a LA PATRIA, indicando que la espera es de mucho tiempo y que ya las estaciones de servicio deberían ser puestas en funcionamiento.
CALIBRACIÓN
La autoridad, representante de la estatal petrolera manifestó que las calibraciones a las máquinas se realizan cada mes, por el instituto Boliviano de Metrología y Metro y para el inicio de operaciones debe haberse realizado por lo menos una calibración en todas las máquinas, esta calibración va relacionada con el volumen y peso de los carburantes despachados.
"Para iniciar operaciones, estas estaciones de servicio deben tener su certificado de calibración, con las que ya cuenta y las máquinas fueron calibradas la semana anterior, con personeros especializados, o sea que ya cumplimos esa tarea, para que el cliente tenga segura la cantidad despachada del importe que está cancelando", finalizó Cruz.
La estación de servicio San Pedro, está ubicada en la Avenida Tomás Barrón, zona Norte de la ciudad a lado de instalaciones de YPFB y la estación de servicio Morela está ubicada en la Avenida Héroes del Chaco y Avenida al Valle, también zona Norte.
viernes, 16 de septiembre de 2011
YPFB Andina logra duplicar la producción de gas en Yapacaní
La empresa nacionalizada YPFB Andina ultima detalles para duplicar la producción de gas natural en la planta de procesamiento Yapacaní distante 210 kilómetros de la capital cruceña.
Con sus nuevas instalaciones automatizadas, se prevé aumentar la capacidad de 35 a 70 millones de pies cúbicos de gas por día (MMp3/d), equivalentes a 2 millones de metros cúbicos día (Mmm3/d) que serán destinados al mercado interno.
Como un regalo a Santa Cruz, se estima que la planta sea inaugurada el 24 de septiembre. Si bien la estatal YPFB, el Ministerio de Hidrocarburos y la misma YPFB Andina evitan hablar del asunto, fuentes gubernamentales adelantan que se prepara un acto para la última semana de este mes. Las inversiones superan los $us 30 millones.
Un equipo periodístico de EL DEBER visitó las instalaciones y constató que más de un centenar de trabajadores dan los últimos retoques a la imponente infraestructura.
Las piezas de la planta fueron fabricadas en Houston y Oklahoma y fueron traídas en tres embarques, pues su peso supera las 400 toneladas.
El ingeniero de proyectos Herland Montenegro, el coordinador de seguridad industrial Freddy Moscoso Zenteno y el responsable de procesos Marco Calle aseguran que la puesta en marcha de la planta se efectuará a fin de mes.
Anuncian que también se producirá 120 barriles de gasolina natural al día, equivalente a 19.078 litros por día.
Los pobladores de la zona y autoridades municipales son optimistas y prevén mejores ingresos por concepto de regalías e impuestos.
Según datos de YPFB, hasta junio, la producción de gas en el país fue de 43 MMm3/d. La producción de líquidos alcanzó los 42,98 millones de barriles (MBbl).
La producción bruta de gas durante el primer semestre se incrementó un 16% con relación al 2010 y la de líquidos creció un 3%. Los campos con mayor producción son: Sábalo y San Alberto, que durante el primer trimestre de la gestión 2011 representan el 31,45% y 25,09% del total de la producción, respectivamente.
Margarita y Tacobo producen el 5,63% y el 4,35%, respectivamente. Por su lado, Vuelta Grande, Bulo Bulo, Yapacaní, Río Grande e Itaú representan el 4,27%, 4,41%, 3,24%, 2,54% y 2,7% del total.
La producción del resto de los campos significa un 16% del total producido.
Expertos del sector destacan las inversiones efectuadas por YPFB Andina y el incremento gradual de la producción, pero sugieren a YPFB acelerar el ciclo exploratorio en el país para descubrir nuevas reservas de gas que consoliden a Bolivia como eje energético de la región. Consideran que el aumento de 1 MMm3/d es poco significativo.
Se debe reponer las reservas
Álvaro Ríos / Exministro del Gas
Todo aporte de nuevas inversiones y más volúmenes de gas natural para el país son importantes, pero hablar de un millón de metros cúbicos día de gas es una pequeña contribución a lo que Bolivia necesita en el largo plazo.
Lo que se requiere en este momento es poner en marcha un ciclo exploratorio muy fuerte y se necesita perforar entre 10 y 15 pozos exploratorios al año. Solamente se perfora entre uno y tres, que no son suficientes para reponer reservas.
Hay que recordar que las reservas que tenemos fueron descubiertas hace diez años y son enviadas a Brasil y Argentina, por lo tanto, se necesita reponer las reservas.
La curva de producción de gas comenzará a caer peligrosamente a partir de 2016 o 2017.
Cosas relevantes como el contrato de gas a Argentina, la planta de Río Grande que parece mejor encaminada, el campo Aquío y Sararenda son proyectos destacados que merecen ser citados.
Con sus nuevas instalaciones automatizadas, se prevé aumentar la capacidad de 35 a 70 millones de pies cúbicos de gas por día (MMp3/d), equivalentes a 2 millones de metros cúbicos día (Mmm3/d) que serán destinados al mercado interno.
Como un regalo a Santa Cruz, se estima que la planta sea inaugurada el 24 de septiembre. Si bien la estatal YPFB, el Ministerio de Hidrocarburos y la misma YPFB Andina evitan hablar del asunto, fuentes gubernamentales adelantan que se prepara un acto para la última semana de este mes. Las inversiones superan los $us 30 millones.
Un equipo periodístico de EL DEBER visitó las instalaciones y constató que más de un centenar de trabajadores dan los últimos retoques a la imponente infraestructura.
Las piezas de la planta fueron fabricadas en Houston y Oklahoma y fueron traídas en tres embarques, pues su peso supera las 400 toneladas.
El ingeniero de proyectos Herland Montenegro, el coordinador de seguridad industrial Freddy Moscoso Zenteno y el responsable de procesos Marco Calle aseguran que la puesta en marcha de la planta se efectuará a fin de mes.
Anuncian que también se producirá 120 barriles de gasolina natural al día, equivalente a 19.078 litros por día.
Los pobladores de la zona y autoridades municipales son optimistas y prevén mejores ingresos por concepto de regalías e impuestos.
Según datos de YPFB, hasta junio, la producción de gas en el país fue de 43 MMm3/d. La producción de líquidos alcanzó los 42,98 millones de barriles (MBbl).
La producción bruta de gas durante el primer semestre se incrementó un 16% con relación al 2010 y la de líquidos creció un 3%. Los campos con mayor producción son: Sábalo y San Alberto, que durante el primer trimestre de la gestión 2011 representan el 31,45% y 25,09% del total de la producción, respectivamente.
Margarita y Tacobo producen el 5,63% y el 4,35%, respectivamente. Por su lado, Vuelta Grande, Bulo Bulo, Yapacaní, Río Grande e Itaú representan el 4,27%, 4,41%, 3,24%, 2,54% y 2,7% del total.
La producción del resto de los campos significa un 16% del total producido.
Expertos del sector destacan las inversiones efectuadas por YPFB Andina y el incremento gradual de la producción, pero sugieren a YPFB acelerar el ciclo exploratorio en el país para descubrir nuevas reservas de gas que consoliden a Bolivia como eje energético de la región. Consideran que el aumento de 1 MMm3/d es poco significativo.
Se debe reponer las reservas
Álvaro Ríos / Exministro del Gas
Todo aporte de nuevas inversiones y más volúmenes de gas natural para el país son importantes, pero hablar de un millón de metros cúbicos día de gas es una pequeña contribución a lo que Bolivia necesita en el largo plazo.
Lo que se requiere en este momento es poner en marcha un ciclo exploratorio muy fuerte y se necesita perforar entre 10 y 15 pozos exploratorios al año. Solamente se perfora entre uno y tres, que no son suficientes para reponer reservas.
Hay que recordar que las reservas que tenemos fueron descubiertas hace diez años y son enviadas a Brasil y Argentina, por lo tanto, se necesita reponer las reservas.
La curva de producción de gas comenzará a caer peligrosamente a partir de 2016 o 2017.
Cosas relevantes como el contrato de gas a Argentina, la planta de Río Grande que parece mejor encaminada, el campo Aquío y Sararenda son proyectos destacados que merecen ser citados.
BCB ya desembolsó Bs 663 millones para YPFB
El Banco Central de Bolivia (BCB) ya transfirió Bs 663,37 millones YPFB. El noveno desembolso se concretó la semana pasada y fue de Bs 34,66 millones. Los nueve desembolsos corresponden tan solo al 9,5% del compromiso de los $us 1.000 millones, que fue contratado originalmente por la petrolera, que también asumirá la industrialización.
El informe del instituto emisor señala que realizó la novena entrega del crédito cumpliendo los requisitos que exige el contrato de préstamo. Hace dos años, el 10 de septiembre del 2009, YPFB y el BCB firmaron el contrato de crédito por $us 1.000 millones, en el marco de la ley del presupuesto general de ese año que autorizó el préstamo.
El informe del instituto emisor señala que realizó la novena entrega del crédito cumpliendo los requisitos que exige el contrato de préstamo. Hace dos años, el 10 de septiembre del 2009, YPFB y el BCB firmaron el contrato de crédito por $us 1.000 millones, en el marco de la ley del presupuesto general de ese año que autorizó el préstamo.
jueves, 15 de septiembre de 2011
Vice anuncia devolución de $us 2.000 millones a las petroleras
Hasta el año 2012, el Estado devolverá 2.097 millones de dólares a las petroleras, de los 3.673 millones que, según éstas, invirtieron antes de la nacionalización.
Así lo afirma el vicepresidente Álvaro García Linera en su libro El oenegismo: enfermedad infantil del derechismo, donde asegura que “las petroleras dijeron que invirtieron 3.673 millones de dólares, de los cuales se depreciaron 1.048 millones, por lo que se les tenía que reconocer 2.624 millones de dólares”.
Según el texto, el Ministerio de Hidrocarburos realizó las auditorías correspondientes y “se comprobó objetivamente que había una inversión previa a la nacionalización, aún no depreciada, de 2.097 millones de dólares, y eso es lo que se reconoció que se debía devolver”.
En su texto, García Linera señala que el monto fijado será pagado hasta el 2012.
Sin embargo, recuerda que hasta el 2010 el Estado obtuvo un ingreso de 9.354 millones de dólares fruto de la nacionalización, y en 2012, cuando finalice la devolución, Bolivia habrá recibido 14.000 millones de dólares.
En octubre de 2006, el entonces ministro de Hidrocarburos, Carlos Villegas, informaba que los resultados de los informes preliminares de las 49 auditorías a las empresas petroleras revelaban “irregularidades” y que las compañías “inflaron” sus inversiones en el desarrollo de los campos y tuvieron ganancias “millonarias” gracias a la antigua Ley de Hidrocarburos.
Respecto a los ingresos que obtuvo el país luego de 2006, el ex ministro de Hidrocarburos Mauricio Medinacelli explica que “la actual coyuntura de precios de los hidrocarburos arrojan cotizaciones seis o siete veces superiores a los que teníamos hace diez años, por tanto eso genera bastantes recursos para el Estado”. Sin embargo, aclaró que los ingresos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) están repartidos entre municipios y gobernaciones, “por tanto, no sé si estas instituciones son las que van a pagar la nacionalización”, aseveró.
García Linera, además, reconoce en su libro que “no se tendrían los enormes volúmenes de gas que hoy tenemos para consumo interno y exportación si no hubieran habido inversiones años atrás. Por eso se tienen que reconocer los costos de las maquinarias de algunas inversiones realizadas antes de la nacionalización, y ellos son una parte de los costos recuperables”.
Aparte de los 2.097 millones de dólares que se reconocerá a las petroleras, “hasta ahora en total sólo se han indemnizado 374,6 millones de dólares a los antiguos operadores de Chaco, Transporte, Logística, Refinación y Aviación”.
El pago de 240 millones de dólares a Transredes, dice García, permitió que ahora esa empresa tenga un patrimonio neto de 1.051 millones de dólares.
Punto de vista
“Está en duda la versión de García”
Hugo Del Granado - Analista en hidrocarburos
Primero, hay estudios que afirman que el reconocimiento que el Estado le debe hacer a las petroleras supera los 4.000 millones de dólares, pero si el Vicepresidente dice que es aproximadamente 2.000 millones, debe ser eso; aunque sería necesario cotejar dichos estudios con lo que afirma el Vicepresidente para ver dónde está la diferencia. Obviamente, las autoridades de Gobierno siempre van a sostener que se ha pagado la mínima cantidad posible para demostrar que han actuado de manera patriótica. El criterio de las autoridades de Gobierno se basará fundamentalmente en opiniones de orden político porque no tienen otra manera de justificar aquello. Por lo tanto, hay un ingrediente político que pone en duda la versión del Vicepresidente.
Lo segundo tiene que ver con la nacionalización con indemnización. Resulta que la nacionalización sería para que el Estado se quede con todos los activos que invirtieron las empresas, eso no ha pasado. Se pagarían esos 2.000 millones o 4.000 millones de dólares, según la otra versión, para obtener únicamente una revisión de los contratos.
Es decir, no se ha adquirido ningún tipo de activos, excepto las refinerías, que sí ha pagado 112 millones de dólares a la ex EBR, pero lo que el Estado ha hecho es simplemente una revisión de contratos y por ello ha pagado una cifra enorme que no se justifica ni con los 2.000 millones de dólares ni con los 4.000 que calculan otros estudios.
Sería bueno saber si el Gobierno hizo un estudio para ver cuáles son los activos que se les debe pagar a las petroleras.
Así lo afirma el vicepresidente Álvaro García Linera en su libro El oenegismo: enfermedad infantil del derechismo, donde asegura que “las petroleras dijeron que invirtieron 3.673 millones de dólares, de los cuales se depreciaron 1.048 millones, por lo que se les tenía que reconocer 2.624 millones de dólares”.
Según el texto, el Ministerio de Hidrocarburos realizó las auditorías correspondientes y “se comprobó objetivamente que había una inversión previa a la nacionalización, aún no depreciada, de 2.097 millones de dólares, y eso es lo que se reconoció que se debía devolver”.
En su texto, García Linera señala que el monto fijado será pagado hasta el 2012.
Sin embargo, recuerda que hasta el 2010 el Estado obtuvo un ingreso de 9.354 millones de dólares fruto de la nacionalización, y en 2012, cuando finalice la devolución, Bolivia habrá recibido 14.000 millones de dólares.
En octubre de 2006, el entonces ministro de Hidrocarburos, Carlos Villegas, informaba que los resultados de los informes preliminares de las 49 auditorías a las empresas petroleras revelaban “irregularidades” y que las compañías “inflaron” sus inversiones en el desarrollo de los campos y tuvieron ganancias “millonarias” gracias a la antigua Ley de Hidrocarburos.
Respecto a los ingresos que obtuvo el país luego de 2006, el ex ministro de Hidrocarburos Mauricio Medinacelli explica que “la actual coyuntura de precios de los hidrocarburos arrojan cotizaciones seis o siete veces superiores a los que teníamos hace diez años, por tanto eso genera bastantes recursos para el Estado”. Sin embargo, aclaró que los ingresos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) están repartidos entre municipios y gobernaciones, “por tanto, no sé si estas instituciones son las que van a pagar la nacionalización”, aseveró.
García Linera, además, reconoce en su libro que “no se tendrían los enormes volúmenes de gas que hoy tenemos para consumo interno y exportación si no hubieran habido inversiones años atrás. Por eso se tienen que reconocer los costos de las maquinarias de algunas inversiones realizadas antes de la nacionalización, y ellos son una parte de los costos recuperables”.
Aparte de los 2.097 millones de dólares que se reconocerá a las petroleras, “hasta ahora en total sólo se han indemnizado 374,6 millones de dólares a los antiguos operadores de Chaco, Transporte, Logística, Refinación y Aviación”.
El pago de 240 millones de dólares a Transredes, dice García, permitió que ahora esa empresa tenga un patrimonio neto de 1.051 millones de dólares.
Punto de vista
“Está en duda la versión de García”
Hugo Del Granado - Analista en hidrocarburos
Primero, hay estudios que afirman que el reconocimiento que el Estado le debe hacer a las petroleras supera los 4.000 millones de dólares, pero si el Vicepresidente dice que es aproximadamente 2.000 millones, debe ser eso; aunque sería necesario cotejar dichos estudios con lo que afirma el Vicepresidente para ver dónde está la diferencia. Obviamente, las autoridades de Gobierno siempre van a sostener que se ha pagado la mínima cantidad posible para demostrar que han actuado de manera patriótica. El criterio de las autoridades de Gobierno se basará fundamentalmente en opiniones de orden político porque no tienen otra manera de justificar aquello. Por lo tanto, hay un ingrediente político que pone en duda la versión del Vicepresidente.
Lo segundo tiene que ver con la nacionalización con indemnización. Resulta que la nacionalización sería para que el Estado se quede con todos los activos que invirtieron las empresas, eso no ha pasado. Se pagarían esos 2.000 millones o 4.000 millones de dólares, según la otra versión, para obtener únicamente una revisión de los contratos.
Es decir, no se ha adquirido ningún tipo de activos, excepto las refinerías, que sí ha pagado 112 millones de dólares a la ex EBR, pero lo que el Estado ha hecho es simplemente una revisión de contratos y por ello ha pagado una cifra enorme que no se justifica ni con los 2.000 millones de dólares ni con los 4.000 que calculan otros estudios.
Sería bueno saber si el Gobierno hizo un estudio para ver cuáles son los activos que se les debe pagar a las petroleras.
“Bolivia gana 6 dólares más por nacionalizar”
Según el vicepresidente Álvaro García, si se compara los 1.661 millones de dólares de ingresos en los cinco años antes de la nacionalización con los 9.478 millones obtenidos en los cinco años posteriores, se deduce que por cada dólar que Bolivia recibía antes, ahora obtiene seis.
Esta afirmación está plasmada en el libro El “oenegismo”, enfermedad infantil del derechismo.
Al respecto, el analista Álvaro Ríos asevera que “lo que pasa es que al presente Gobierno le han tocado unos precios muy buenos, porque si tomamos en cuenta el precio del gas del 2003 y lo comparamos con el del 2010, éste se ha multiplicado por seis o siete, entonces los ingresos no vienen de otras cosa”.
Por su parte, el analista Hugo Del Granado dice que la afirmación del Vicepresidente “tiene un criterio político, porque los ingresos no subieron después de la nacionalización, sino por la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que está en la Ley de Hidrocarburos, que se dicta en mayo de 2005, y a partir del año 2004 se nota un incremento sostenido de los precios del petrolero en el mercado internacional y como el gas de exportación se indexa a los precios del petróleo, lo que hemos tenido son mayores ingresos por incremento de precios”.
García Linera justifica que “si bien los precios fueron favorables, sólo explican el paso de uno a tres dólares (diferencia entre antes y después de la nacionalización) por lo que, en realidad, la nacionalización es la clave de ese salto de uno a seis dólares”.
Esta afirmación está plasmada en el libro El “oenegismo”, enfermedad infantil del derechismo.
Al respecto, el analista Álvaro Ríos asevera que “lo que pasa es que al presente Gobierno le han tocado unos precios muy buenos, porque si tomamos en cuenta el precio del gas del 2003 y lo comparamos con el del 2010, éste se ha multiplicado por seis o siete, entonces los ingresos no vienen de otras cosa”.
Por su parte, el analista Hugo Del Granado dice que la afirmación del Vicepresidente “tiene un criterio político, porque los ingresos no subieron después de la nacionalización, sino por la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que está en la Ley de Hidrocarburos, que se dicta en mayo de 2005, y a partir del año 2004 se nota un incremento sostenido de los precios del petrolero en el mercado internacional y como el gas de exportación se indexa a los precios del petróleo, lo que hemos tenido son mayores ingresos por incremento de precios”.
García Linera justifica que “si bien los precios fueron favorables, sólo explican el paso de uno a tres dólares (diferencia entre antes y después de la nacionalización) por lo que, en realidad, la nacionalización es la clave de ese salto de uno a seis dólares”.
miércoles, 14 de septiembre de 2011
YPFB-Transporte dice que apura obras en un ducto.
YPFB-Transporte afirma que apresura la construcción del tramo II del Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC) y señala que presenta un avance del 24 por ciento en su incursión por una zona con fallas geológicas y el cruce de varios ríos, según la estatal. Este ducto consta de tres tramos, dos ellos ya están habilitados, se trata del tramo I (Carrasco-Villa Tunari, 108 kms) y el tramo III (Papa Tambo-Cochabamba, 65 kms).
YPFB firmó adenda para enviar gas a Cuiabá, Brasil
Para Carlos Villegas, presidente de YPFB, el beneficio es para Bolivia porque en el período de baja demanda se estabiliza la nominación, y Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd.
RÍO DE JANEIRO
YPFB
Mediante la firma de una adenda al contrato de compra y venta de gas, YPFB y Petrobras acordaron un nuevo punto de entrega en la localidad fronteriza de San Matías para abastecer a la termoeléctrica Mário Covas de Cuiabá.
“El presidente de YPFB, Carlos Villegas, y la directora de Energía de Petróleo Brasileiro SA (Petrobras), María Das Graças Foster, firmaron la adenda al contrato (GSA) para instalar un nuevo punto de entrega de gas de hasta 2,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), señala una nota de la estatal boliviana.
Según Yacimientos, la inclusión de este nuevo punto de entrega es importante porque estabilizará la producción en época de baja demanda, debido a que los cambios realizados sólo fueron introducidos al Contrato de Transporte TCX.
En ocasión de la firma, Villegas explicó que “el beneficio para Bolivia es que en el período de baja demanda se estabiliza la nominación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega”.
De esta manera, se garantiza “una producción estable de hidrocarburos líquidos asociados al gas, lo que traerá consigo menores volúmenes de importación de gasolina y GLP, generando un ahorro para el Estado boliviano”.
La adenda suscrita en Rio de Janeiro, Brasil, considera, entre otros aspectos, los volúmenes a ser suministrados por Yacimientos en el nuevo punto de entrega, los cuales formarán parte de los volúmenes comprometidos en el contrato de compra venta GSA (Gas Supply Agreement), que es actualmente operativizado por YPFB y Petrobras.
“YPFB y Petrobras llegaron a un acuerdo para instalar un segundo punto de entrega en San Matías, en el marco de los compromisos de volúmenes que tenemos actualmente con Petrobras, y se van a entregar hasta 2,2 MMmcd como parte del volumen máximo que toma la empresa petrolera brasileña; por lo tanto, no causa compromisos adicionales de volúmenes para YPFB”, afirmó Villegas.
En el marco de lo estipulado en el contrato GSA, desde septiembre de 2010 se realizaron reuniones con el objetivo de analizar los aspectos técnico legales que deben ser considerados para la inclusión de este nuevo punto de entrega de gas natural que beneficiará al desarrollo de esa región brasileña.
También se realizaron reuniones entre YPFB, Petrobras y Gas TransBoliviano SA (GTB) para operativizar el suministro de gas en el nuevo punto de entrega, previo análisis de los cambios que deberán realizarse al contrato de transporte TCX e incluir un punto de entrega en Chiquitos, mediante la firma de una adenda. Este documento también fue suscrito el 13 de septiembre por el presidente de YPFB, Carlos Villegas, el gerente ejecutivo de Logística de Gas Natural de Petrobras, Richar Olhm, y la presidenta de GTB, Kathya Diederich.
DATOS
• Cuiabá es el nuevo destino del gas boliviano de hasta 2,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).
• Este punto de entrega estabilizará la producción en época de baja demanda de gas natural, según YPFB.
• Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega.
• Adenda traerá consigo menores volúmenes de importación de gasolina y GLP, generando ahorro para el Estado boliviano.
• YPFB suscribió un contrato de transporte con Gas Oriente Boliviano Ltda para transportar los volúmenes del energético desde Chiquitos a San Matías.
RÍO DE JANEIRO
YPFB
Mediante la firma de una adenda al contrato de compra y venta de gas, YPFB y Petrobras acordaron un nuevo punto de entrega en la localidad fronteriza de San Matías para abastecer a la termoeléctrica Mário Covas de Cuiabá.
“El presidente de YPFB, Carlos Villegas, y la directora de Energía de Petróleo Brasileiro SA (Petrobras), María Das Graças Foster, firmaron la adenda al contrato (GSA) para instalar un nuevo punto de entrega de gas de hasta 2,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), señala una nota de la estatal boliviana.
Según Yacimientos, la inclusión de este nuevo punto de entrega es importante porque estabilizará la producción en época de baja demanda, debido a que los cambios realizados sólo fueron introducidos al Contrato de Transporte TCX.
En ocasión de la firma, Villegas explicó que “el beneficio para Bolivia es que en el período de baja demanda se estabiliza la nominación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega”.
De esta manera, se garantiza “una producción estable de hidrocarburos líquidos asociados al gas, lo que traerá consigo menores volúmenes de importación de gasolina y GLP, generando un ahorro para el Estado boliviano”.
La adenda suscrita en Rio de Janeiro, Brasil, considera, entre otros aspectos, los volúmenes a ser suministrados por Yacimientos en el nuevo punto de entrega, los cuales formarán parte de los volúmenes comprometidos en el contrato de compra venta GSA (Gas Supply Agreement), que es actualmente operativizado por YPFB y Petrobras.
“YPFB y Petrobras llegaron a un acuerdo para instalar un segundo punto de entrega en San Matías, en el marco de los compromisos de volúmenes que tenemos actualmente con Petrobras, y se van a entregar hasta 2,2 MMmcd como parte del volumen máximo que toma la empresa petrolera brasileña; por lo tanto, no causa compromisos adicionales de volúmenes para YPFB”, afirmó Villegas.
En el marco de lo estipulado en el contrato GSA, desde septiembre de 2010 se realizaron reuniones con el objetivo de analizar los aspectos técnico legales que deben ser considerados para la inclusión de este nuevo punto de entrega de gas natural que beneficiará al desarrollo de esa región brasileña.
También se realizaron reuniones entre YPFB, Petrobras y Gas TransBoliviano SA (GTB) para operativizar el suministro de gas en el nuevo punto de entrega, previo análisis de los cambios que deberán realizarse al contrato de transporte TCX e incluir un punto de entrega en Chiquitos, mediante la firma de una adenda. Este documento también fue suscrito el 13 de septiembre por el presidente de YPFB, Carlos Villegas, el gerente ejecutivo de Logística de Gas Natural de Petrobras, Richar Olhm, y la presidenta de GTB, Kathya Diederich.
DATOS
• Cuiabá es el nuevo destino del gas boliviano de hasta 2,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).
• Este punto de entrega estabilizará la producción en época de baja demanda de gas natural, según YPFB.
• Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega.
• Adenda traerá consigo menores volúmenes de importación de gasolina y GLP, generando ahorro para el Estado boliviano.
• YPFB suscribió un contrato de transporte con Gas Oriente Boliviano Ltda para transportar los volúmenes del energético desde Chiquitos a San Matías.
Bolivia firma contrato para enviar gas a central eléctrica brasileña
Las compañías estatales de hidrocarburos de Brasil y Bolivia, Petrobras y YPFB, respectivamente, firmaron ayer un contrato para el suministro de 2,2 millones de metros cúbicos de gas natural procedente del país andino a la central térmica de Cuiabá.
Ese volumen de gas no supondrá un aumento de suministro, pues hará parte del total de 30,08 millones de metros cúbicos diarios que YPFB actualmente vende a Brasil, según informó en un comunicado Petrobras.
El contrato fue firmado por el presidente de YPFB, Carlos Villegas, y la directora de gas y energía de Petrobras, María das Graças Foster, en la sede de la petrolera brasileña en Río de Janeiro.
"El beneficio fundamental para Bolivia es que en el período de baja demanda se estabiliza la nominación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega, garantizando de esta manera una producción estable de hidrocarburos líquidos asociados al gas natural", dijo el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
REAPERTURA El suministro de gas permitirá volver a poner en funcionamiento la central térmica de Cuiabá (capital de Mato Grosso) a partir del próximo día 27.
La central, que tiene una potencia de 480 megavatios, pasó cuatro años cerrada por dificultades en el suministro de gas, según explicó hoy en un comunicado la empresa Pantanal Energía, que administra la planta.
Asimismo, YPFB suscribió un Contrato de Transporte con la empresa Gas Oriente Boliviano (GOB) para transportar los volúmenes del energético desde Chiquitos a San Matías.
Ese volumen de gas no supondrá un aumento de suministro, pues hará parte del total de 30,08 millones de metros cúbicos diarios que YPFB actualmente vende a Brasil, según informó en un comunicado Petrobras.
El contrato fue firmado por el presidente de YPFB, Carlos Villegas, y la directora de gas y energía de Petrobras, María das Graças Foster, en la sede de la petrolera brasileña en Río de Janeiro.
"El beneficio fundamental para Bolivia es que en el período de baja demanda se estabiliza la nominación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega, garantizando de esta manera una producción estable de hidrocarburos líquidos asociados al gas natural", dijo el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
REAPERTURA El suministro de gas permitirá volver a poner en funcionamiento la central térmica de Cuiabá (capital de Mato Grosso) a partir del próximo día 27.
La central, que tiene una potencia de 480 megavatios, pasó cuatro años cerrada por dificultades en el suministro de gas, según explicó hoy en un comunicado la empresa Pantanal Energía, que administra la planta.
Asimismo, YPFB suscribió un Contrato de Transporte con la empresa Gas Oriente Boliviano (GOB) para transportar los volúmenes del energético desde Chiquitos a San Matías.
martes, 13 de septiembre de 2011
Petrobras integra el Índice Dow Jones de Sostenibilidad
Por sexto año consecutivo, Petrobras forma parte del Índice Dow Jones de Sostenibilidad (DJSI), el más importante índice mundial de sostenibilidad, que evalúa el desempeño económico, social y ambiental de más de 300 empresas, indica el comunicado de prensa de la empresa brasileña.
El anuncio de los resultados de la edición de 2011 se realizó el jueves (8/9). Con esta renovación, la compañía se consolida como una de las empresas con mejores prácticas de gestión en el mundo.
En esta edición, 342 compañías de 30 países participan en el índice en 57 sectores de la industria. Se analizan aspectos como el gobierno corporativo, acciones para la mitigación del cambio climático, estándares para la cadena de proveedores, prácticas laborales, gestión de impactos en la biodiversidad y recursos hídricos, ciudadanía corporativa, impacto en las comunidades y ecoeficiencia, entre otros.
De acuerdo con los criterios de evaluación del Índice, Petrobras obtuvo una mejora en la evaluación de las dimensiones económica y social y mantuvo su desempeño en la dimensión ambiental. Además, se debe destacar que, por quinta vez, alcanzó la puntuación máxima en el criterio Transparencia.
PETROLEO Y GAS
En el sector de petróleo y gas, Petrobras presentó una significativa mejora en el indicador refinación/combustibles limpios, alcanzando una evaluación por encima del promedio del sector, como resultado de las inversiones en refinación efectuadas por la compañía para la mejora de la calidad de los combustibles producidos.
También se debe destacar la evaluación obtenida en otras categorías: política ambiental, impactos sociales en las comunidades, biodiversidad, estrategia climática e informaciones suministradas sobre las iniciativas sostenibles de la compañía y su relación con la generación de valor para los accionistas, indica el informe.
En esta edición, 342 compañías de 30 países participan en el índice en 57 sectores de la industria, siendo 23 empresas del sector de petróleo y gas.
Actualmente, más de US$ 8 mil millones están invertidos en fondos que se basan exclusivamente en las empresas pertenecientes a los índices DJSI.
La permanencia en el índice refleja el compromiso de Petrobras en alinear su crecimiento al desarrollo sostenible, minimizando y mitigando el impacto de sus actividades en el medio ambiente y generando retorno a sus accionistas.
El anuncio de los resultados de la edición de 2011 se realizó el jueves (8/9). Con esta renovación, la compañía se consolida como una de las empresas con mejores prácticas de gestión en el mundo.
En esta edición, 342 compañías de 30 países participan en el índice en 57 sectores de la industria. Se analizan aspectos como el gobierno corporativo, acciones para la mitigación del cambio climático, estándares para la cadena de proveedores, prácticas laborales, gestión de impactos en la biodiversidad y recursos hídricos, ciudadanía corporativa, impacto en las comunidades y ecoeficiencia, entre otros.
De acuerdo con los criterios de evaluación del Índice, Petrobras obtuvo una mejora en la evaluación de las dimensiones económica y social y mantuvo su desempeño en la dimensión ambiental. Además, se debe destacar que, por quinta vez, alcanzó la puntuación máxima en el criterio Transparencia.
PETROLEO Y GAS
En el sector de petróleo y gas, Petrobras presentó una significativa mejora en el indicador refinación/combustibles limpios, alcanzando una evaluación por encima del promedio del sector, como resultado de las inversiones en refinación efectuadas por la compañía para la mejora de la calidad de los combustibles producidos.
También se debe destacar la evaluación obtenida en otras categorías: política ambiental, impactos sociales en las comunidades, biodiversidad, estrategia climática e informaciones suministradas sobre las iniciativas sostenibles de la compañía y su relación con la generación de valor para los accionistas, indica el informe.
En esta edición, 342 compañías de 30 países participan en el índice en 57 sectores de la industria, siendo 23 empresas del sector de petróleo y gas.
Actualmente, más de US$ 8 mil millones están invertidos en fondos que se basan exclusivamente en las empresas pertenecientes a los índices DJSI.
La permanencia en el índice refleja el compromiso de Petrobras en alinear su crecimiento al desarrollo sostenible, minimizando y mitigando el impacto de sus actividades en el medio ambiente y generando retorno a sus accionistas.
Sube exportación del Recon
En el primer semestre de la presente gestión, se exportó 47% más de crudo reconstituido (Recon) que el total comercializado durante el mismo período de 2010, según el informe de YPFB.
De enero a junio de 2010, se exportó 876 mil 513 barriles de Recon y durante los seis primeros meses de la presente gestión, la comercialización de este producto alcanzó a 1.290.668 Bbl, según datos oficiales proporcionados por la Gerencia Nacional de Comercialización de la estatal petrolera.
“En el primer semestre de 2011 se realizaron exportaciones de Crudo Reconstituido en los meses de enero, febrero, abril y mayo, alcanzando un volumen total de 1.290.668 Bbl, un 47% mayor al total exportado durante el mismo período de 2010”.
La producción de crudo reconstituido es destinada al mercado externo. De enero a junio de 2011 el 95,8% fue producido por las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, de propiedad de YPFB Corporación. El volumen producido durante este primer semestre, en promedio superó en un 31% al volumen producido durante el mismo período de 2010.
El Recon o crudo reconstituido es un producto no regulado que está compuesto en un 30% a 40% por crudo reducido o crudo residual y otro 60% a 70% por gasolina liviana o gasolina blanca de bajo octanaje, además de otros excedentes lubricantes. Este producto se obtiene en plantas de separación de campos y en las refinerías.
De enero a junio de 2010, se exportó 876 mil 513 barriles de Recon y durante los seis primeros meses de la presente gestión, la comercialización de este producto alcanzó a 1.290.668 Bbl, según datos oficiales proporcionados por la Gerencia Nacional de Comercialización de la estatal petrolera.
“En el primer semestre de 2011 se realizaron exportaciones de Crudo Reconstituido en los meses de enero, febrero, abril y mayo, alcanzando un volumen total de 1.290.668 Bbl, un 47% mayor al total exportado durante el mismo período de 2010”.
La producción de crudo reconstituido es destinada al mercado externo. De enero a junio de 2011 el 95,8% fue producido por las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, de propiedad de YPFB Corporación. El volumen producido durante este primer semestre, en promedio superó en un 31% al volumen producido durante el mismo período de 2010.
El Recon o crudo reconstituido es un producto no regulado que está compuesto en un 30% a 40% por crudo reducido o crudo residual y otro 60% a 70% por gasolina liviana o gasolina blanca de bajo octanaje, además de otros excedentes lubricantes. Este producto se obtiene en plantas de separación de campos y en las refinerías.
YPFB Refinación incorpora a su director laboral y modifica estatuto
YPFB Refinación, subsidiaria de YPFB Corporación, modificó su estatuto e incorporó a su Directorio, a dos nuevos directores, uno en representación de la estatal petrolera y otro de la planta de trabajadores, informó ayer el Gerente Nacional de Empresas Subsidiarias, Gonzalo Saavedra.
Se trata de Roberto Germán Freyre Bustos como director titular en su condición de síndico y Mario Balcázar Casanova como director laboral, inclusiones que fueron interpretadas por Saavedra como “un avance para el buen gobierno corporativo de las empresas subsidiarias de YPFB Corporación, que va a complementarse con las actividades del Consejo de Administración de Empresas Subsidiarias (CAES)”.
El CAES, creado a través de Resolución número 67/2011 el 18 de agosto, es el órgano de decisión superior, que define las políticas y estrategias de las Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación y cumple funciones normativas de fiscalización y dirección empresarial.
Hasta la pasada semana, el directorio de la compañía nacionalizada estaba compuesto por tres miembros, ahora con la incorporación de los dos directores llega a cinco, quienes coadyuvaran en la perspectiva de mejorar la gestión empresarial.
“La representación del director laboral se enmarca al tratamiento de los temas relativos a la gestión de la empresa, en tanto que los temas de reivindicaciones de carácter laboral serán tratados a través de la instancia administrativa correspondiente en coordinación con el órgano sindical respectivo”, se lee en el estatuto de YPFB Refinación.
Se trata de Roberto Germán Freyre Bustos como director titular en su condición de síndico y Mario Balcázar Casanova como director laboral, inclusiones que fueron interpretadas por Saavedra como “un avance para el buen gobierno corporativo de las empresas subsidiarias de YPFB Corporación, que va a complementarse con las actividades del Consejo de Administración de Empresas Subsidiarias (CAES)”.
El CAES, creado a través de Resolución número 67/2011 el 18 de agosto, es el órgano de decisión superior, que define las políticas y estrategias de las Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación y cumple funciones normativas de fiscalización y dirección empresarial.
Hasta la pasada semana, el directorio de la compañía nacionalizada estaba compuesto por tres miembros, ahora con la incorporación de los dos directores llega a cinco, quienes coadyuvaran en la perspectiva de mejorar la gestión empresarial.
“La representación del director laboral se enmarca al tratamiento de los temas relativos a la gestión de la empresa, en tanto que los temas de reivindicaciones de carácter laboral serán tratados a través de la instancia administrativa correspondiente en coordinación con el órgano sindical respectivo”, se lee en el estatuto de YPFB Refinación.
Consumo de diesel se incrementó un 13%
El consumo de diesel en el país va en aumento, subió en 2.536 barriles por día (BPD) en el primer semestre del año, comparando con el mismo período de 2010. El incremento fue de 13 %. En junio se registró el mayor consumo promedio del combustible, pues, se alcanzaron 24.005 BPD, es decir, un incremento de 1.742 BDP en relación con enero, cuando se registraron 22.263 BDP. En febrero se consumió el menor volumen del semestre, con un promedio diario de 20.363 BDP, en marzo remontó un poco, a 20.236 BPD, en abril subió a 23.774, pero en mayo volvió a bajar a 22.940 BPD. Los datos corresponden al informe semestral de YPFB donde la producción aumentó en 1.321 BDP y la importación bajó en 9.758 BDP./
domingo, 11 de septiembre de 2011
Producción de gas caerá desde 2015 si no amplían contrato GSA
Así lo señala el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) ¨”Análisis Estadístico, Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas Período 2000-2010”, presentado en el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía. Retos y Oportunidades, organizado por Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) en la ciudad de Santa Cruz.
De acuerdo con datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) elaborados por el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VMEEH), el gas natural alcanzará su volumen máximo de producción el 2014 con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, la producción del energético comenzará a registrar una “constante” reducción (ver infografía).
“Una vez abastecido el mercado interno y los requerimientos de gas natural bajo el contrato GSA (Gas Supply Agreement, por sus siglas en inglés), la producción restante se destinará al mercado de Enarsa (Energía Argentina SA). Luego del 2014, se observa una declinación constante hasta alcanzar un valor mínimo de producción de 42,03 MMmcd (2020)”, indica el documento.
La cuarta adenda al contrato GSA de compra-venta de gas natural entre Bolivia y Brasil establece la exportación del gas boliviano hasta el 2019 y uno retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables. Según las cláusulas de la adenda. Bolivia debe enviar al Brasil en el período 2010-2019 un volumen mínimo de gas de 24,06 MMmcd y uno máximo de 31,5 MMmcd.
El convenio con Argentina, por su parte, establecía un tope de exportación hasta la anterior gestión de 7,7 MMmcd. Este año, luego de la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) la cantidad máxima permitida es de 11,3 MMmcd, el 2019 será de 25,1 MMmcd y del 2021 al 2026 de 27,7 MMmcd, en función de las ampliaciones de gasoductos de ambos países.
CONSUMO. “Según el pronóstico de la demanda en el mediano plazo de YPFB, en el período 2011-2020, el consumo de gas en el mercado interno alcanzará un valor promedio de 12 MMmcd; de 8,31 MMmcd en la industrialización; y de 1,25 MMmcd por el gas retenido (también denominado gas combustible y pérdidas de licencia)”, explica el documento.
Los precios proyectados en punto de fiscalización tanto para el consumo interno como para la exportación mantendrán un incremento constante hasta llegar al 2020 a $us 3,54 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, por sus siglas en inglés) para el mercado interno y $us 11,28 (ver infografía) para el mercado externo, señalan los datos.
“Este pico (de $us 11,28) se debe a la terminación del contrato GSA, hecho que conduce a que la producción se destine al mercado Enarsa luego de cubrir el mercado interno, y por ende la aplicación de niveles más elevados de precios de acuerdo a la fórmula de este contrato”, cita el estudio.
En el mercado interno se considera un valor fijo de $us 0,73 por millón de BTU y un valor equivalente al 50% del precio mínimo de exportación (igual a $us 4,18 por millón de BTU) para el mercado de industrialización.
Producción de líquidos en bolivia
“La producción de hidrocarburos en Bolivia en el período 2000-2010 estuvo marcada por el importante ingreso en producción de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita”, lo cual es muy significativo, porque en el período mencionado “casi el 60% de la producción de hidrocarburos líquidos en el país provino de estos campos gasíferos”, señala el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). Actualmente, la estatal YPFB se encuentra inmersa en la búsqueda de nuevas reservas de petróleo crudo en el país.
‘Se debe buscar el momento más oportuno para negociar’
El exministro de Hidrocarburos Guillermo Torres dijo que el país debe buscar el “momento más oportuno” para negociar la ampliación del contrato de exportación de gas al Brasil y que en el mismo debe añadirse el pago a precio internacional del “gas rico”.
“Estas negociaciones tienen aspectos psicológicos muy importantes que se basan en la necesidad de comprar o vender el gas. Quien más urgencia tenga estará en inferioridad de condiciones durante el proceso. La estrategia de Bolivia para la exportación del gas natural debe tomar en cuenta este aspecto”, explicó Torres.
El contrato de venta de gas al Brasil fenece el 2019 e incluye un sistema de pagos retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables.
“El nuevo contrato debería contemplar sólo la venta de metano como gas natural y posiblemente porcentajes mínimos de etano —sin que ello reduzca el precio del energético— y no así los propanos y butanos que actualmente abastecen de GLP parte del oeste de Brasil”, manifestó.
Mercado. Según proyecciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), Bolivia registrará el 2014 su más alta producción de gas con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, se producirá una declinación constante en los volúmenes del energético hasta llegar el 2020 a los 42,03 MMmcd.
“Brasil es un mercado muy importante por el constante incremento de su demanda energética y el país no debe darse el lujo de perderlo”. No obstante, “tener sólo dos mercados nos da poco margen de maniobra en las negociaciones y, por lo tanto, la diversificación de mercados es necesaria”, dijo Torres.
De acuerdo con datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) elaborados por el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VMEEH), el gas natural alcanzará su volumen máximo de producción el 2014 con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, la producción del energético comenzará a registrar una “constante” reducción (ver infografía).
“Una vez abastecido el mercado interno y los requerimientos de gas natural bajo el contrato GSA (Gas Supply Agreement, por sus siglas en inglés), la producción restante se destinará al mercado de Enarsa (Energía Argentina SA). Luego del 2014, se observa una declinación constante hasta alcanzar un valor mínimo de producción de 42,03 MMmcd (2020)”, indica el documento.
La cuarta adenda al contrato GSA de compra-venta de gas natural entre Bolivia y Brasil establece la exportación del gas boliviano hasta el 2019 y uno retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables. Según las cláusulas de la adenda. Bolivia debe enviar al Brasil en el período 2010-2019 un volumen mínimo de gas de 24,06 MMmcd y uno máximo de 31,5 MMmcd.
El convenio con Argentina, por su parte, establecía un tope de exportación hasta la anterior gestión de 7,7 MMmcd. Este año, luego de la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) la cantidad máxima permitida es de 11,3 MMmcd, el 2019 será de 25,1 MMmcd y del 2021 al 2026 de 27,7 MMmcd, en función de las ampliaciones de gasoductos de ambos países.
CONSUMO. “Según el pronóstico de la demanda en el mediano plazo de YPFB, en el período 2011-2020, el consumo de gas en el mercado interno alcanzará un valor promedio de 12 MMmcd; de 8,31 MMmcd en la industrialización; y de 1,25 MMmcd por el gas retenido (también denominado gas combustible y pérdidas de licencia)”, explica el documento.
Los precios proyectados en punto de fiscalización tanto para el consumo interno como para la exportación mantendrán un incremento constante hasta llegar al 2020 a $us 3,54 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, por sus siglas en inglés) para el mercado interno y $us 11,28 (ver infografía) para el mercado externo, señalan los datos.
“Este pico (de $us 11,28) se debe a la terminación del contrato GSA, hecho que conduce a que la producción se destine al mercado Enarsa luego de cubrir el mercado interno, y por ende la aplicación de niveles más elevados de precios de acuerdo a la fórmula de este contrato”, cita el estudio.
En el mercado interno se considera un valor fijo de $us 0,73 por millón de BTU y un valor equivalente al 50% del precio mínimo de exportación (igual a $us 4,18 por millón de BTU) para el mercado de industrialización.
Producción de líquidos en bolivia
“La producción de hidrocarburos en Bolivia en el período 2000-2010 estuvo marcada por el importante ingreso en producción de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita”, lo cual es muy significativo, porque en el período mencionado “casi el 60% de la producción de hidrocarburos líquidos en el país provino de estos campos gasíferos”, señala el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). Actualmente, la estatal YPFB se encuentra inmersa en la búsqueda de nuevas reservas de petróleo crudo en el país.
‘Se debe buscar el momento más oportuno para negociar’
El exministro de Hidrocarburos Guillermo Torres dijo que el país debe buscar el “momento más oportuno” para negociar la ampliación del contrato de exportación de gas al Brasil y que en el mismo debe añadirse el pago a precio internacional del “gas rico”.
“Estas negociaciones tienen aspectos psicológicos muy importantes que se basan en la necesidad de comprar o vender el gas. Quien más urgencia tenga estará en inferioridad de condiciones durante el proceso. La estrategia de Bolivia para la exportación del gas natural debe tomar en cuenta este aspecto”, explicó Torres.
El contrato de venta de gas al Brasil fenece el 2019 e incluye un sistema de pagos retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables.
“El nuevo contrato debería contemplar sólo la venta de metano como gas natural y posiblemente porcentajes mínimos de etano —sin que ello reduzca el precio del energético— y no así los propanos y butanos que actualmente abastecen de GLP parte del oeste de Brasil”, manifestó.
Mercado. Según proyecciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), Bolivia registrará el 2014 su más alta producción de gas con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, se producirá una declinación constante en los volúmenes del energético hasta llegar el 2020 a los 42,03 MMmcd.
“Brasil es un mercado muy importante por el constante incremento de su demanda energética y el país no debe darse el lujo de perderlo”. No obstante, “tener sólo dos mercados nos da poco margen de maniobra en las negociaciones y, por lo tanto, la diversificación de mercados es necesaria”, dijo Torres.
Gobierno revela reservas probadas de condensado
Mientras las reservas de crudo continúan en declive desde el 2006, el Gobierno reveló que las reservas probadas, probables y posibles de petróleo condensado que se extraerán del gas natural de Bolivia llegan a 487,59 millones de barriles (Bbl).
Así lo establece el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 2000-2010” presentado en agosto durante el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2011.
De acuerdo con el estudio, las reservas probadas de petróleo condensado representan sólo el 18,64% del total de los barriles que pueden obtenerse de las reservas de gas del país; las probables llegan al 41,06%; y las posibles son el 40,28% (ver infografía).
Un informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) señala que, en el período 2006-2010, la producción de petróleo crudo se redujo en 51,4% y la de condensado en 3,64. Toda vez que el petróleo crudo tiene un mayor rendimiento en diésel que el condensado, la declinación de las reservas de crudo afecta la producción de hidrocarburos líquidos para el mercado interno (diésel, gasolina y gas licuado de petróleo) e incrementa la importación de combustibles.
Asimismo, los resultados de la cuantificación de reservas de la consultora internacional Ryder Scott al 31 de diciembre del 2009 detallan que las reservas probadas de gas natural son de 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés); las probables de 3,71 TCF y las posibles de 6,27, según la información del MHE.
INICIATIVA. Según el estudio del Plan Exploratorio 2011-2020 de YPFB, establece que Bolivia tiene un potencial gasífero de 54 TCF y uno petrolífero de 1.409 MMBbl (millones de barriles de líquidos).
Sin embargo, la industria petrolífera carece de incentivos, debido a que por cada barril de crudo, la utilidad de las petroleras es de sólo $us 10,29 y la producción de petróleo condensado derivado del gas es insuficiente.
Por tal motivo, YPFB Corporación pretende que los campos petrolíferos de la empresa de capitales hispano-argentinos Repsol sean transferidos a su administración y así concentrar el total de la producción de crudo del país.
“La estrategia que hemos tomado es concentrar todos los campos petroleros en YPFB; de tal manera que al interior de la corporación podamos generar las condiciones óptimas para que la producción de estos campos se mantenga o tienda a aumentar”, reveló a La Razón el presidente ejecutivo de la empresa petrolera estatal, Carlos Villegas.
En Bolivia existen 13 campos marginales productores de petróleo crudo (campos desarrollados que han producido el 90% de sus reservas probadas). Cinco corresponden a YPFB Chaco, tres a YPFB Andina y cinco a Repsol.
Sólo tres de estos 13 campos generan una remuneración que está por encima del costo de producción unitario. Los tres campos están en manos de Repsol, según información oficial de YPFB.
Además, dijo, el plan de exploración que impulsa la corporación desde finales del 2010 incrementará las reservas de crudo del país dando prioridad a la prospección de las áreas con potencial petrolífero que están concentradas en La Paz, Pando, Beni y Cochabamba.
Productividad
Crudo y condensado
La producción de crudo y condensado registró un notable incrementó del 2004 al 2007 por el buen rendimiento de los campos petrolíferos del Chapare y el aporte del condensado de los megacampos gasíferos. En los últimos 10 años, la producción promedio fue de 36 mil de barriles por día (Bbld).
Gasolina natural
La producción de gasolina natural obtenida tanto en campo como en las plantas de gas natural registró un crecimiento importante a partir del 2004 (2,79 MMBbld) hasta alcanzar el mayor volumen el año pasado con 3,05 MMBbld: crecimiento que estuvo sujeto a los volúmenes de gas natural exportados al Brasil.
Gas natural
La producción de gas registró también un crecimiento notorio desde el 2004 por el impulso recibido de los megacampos gasíferos. En la última década, el promedio de producción fue de 33 millones de pies cúbicos día (MMpcd), según datos del Ministerio de Hidrocarburos.
Petrobras mantiene primacía en gas natural
La empresa incrementó en 88% su producción de gas en la última década
Desde hace ocho años, Petrobras Bolivia lidera la producción de gas natural del país y alcanzó al 2010 una participación en el sector de casi el 60%. En la última década, la petrolera brasileña incrementó la producción del energético en más del 88%.
Así lo establece el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 200-2010” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
El liderazgo de la petrolera de capitales brasileños se registró desde el 2003 cuando le arrebataron la primacía a YPFB Andina con una producción anual de 126,78 millones de pies cúbicos (MMpc), cifra que se incrementó progresivamente hasta llegar el 2010 a 313,77 MMpc, lo cual representa una participación en la producción gasífera del 58,35%, señalan los datos del MHE.
BALANCE. Petrobras Bolivia fue creada a fines de 1995, pero inició sus actividades de forma efectiva a mediados del 2006 y en menos de 10 años se ha convertido en la petrolera más relevante de las empresas operadoras del país.
En el período 2000-2010 no se registraron muchos cambios en el escenario empresarial del sector hidrocarburífero del país. De las 11 empresas que operaron en los campos productores de gas y petróleo, Dong Won cedió su participación a la empresa GTLI Bolivia a finales del 2010 y Total E&P Bolivia se incorporó al sector con los descubrimientos de Itaú (2002) y Aquio (2011), recuerda el Análisis Estadístico oficial.
Así lo establece el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 2000-2010” presentado en agosto durante el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2011.
De acuerdo con el estudio, las reservas probadas de petróleo condensado representan sólo el 18,64% del total de los barriles que pueden obtenerse de las reservas de gas del país; las probables llegan al 41,06%; y las posibles son el 40,28% (ver infografía).
Un informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) señala que, en el período 2006-2010, la producción de petróleo crudo se redujo en 51,4% y la de condensado en 3,64. Toda vez que el petróleo crudo tiene un mayor rendimiento en diésel que el condensado, la declinación de las reservas de crudo afecta la producción de hidrocarburos líquidos para el mercado interno (diésel, gasolina y gas licuado de petróleo) e incrementa la importación de combustibles.
Asimismo, los resultados de la cuantificación de reservas de la consultora internacional Ryder Scott al 31 de diciembre del 2009 detallan que las reservas probadas de gas natural son de 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés); las probables de 3,71 TCF y las posibles de 6,27, según la información del MHE.
INICIATIVA. Según el estudio del Plan Exploratorio 2011-2020 de YPFB, establece que Bolivia tiene un potencial gasífero de 54 TCF y uno petrolífero de 1.409 MMBbl (millones de barriles de líquidos).
Sin embargo, la industria petrolífera carece de incentivos, debido a que por cada barril de crudo, la utilidad de las petroleras es de sólo $us 10,29 y la producción de petróleo condensado derivado del gas es insuficiente.
Por tal motivo, YPFB Corporación pretende que los campos petrolíferos de la empresa de capitales hispano-argentinos Repsol sean transferidos a su administración y así concentrar el total de la producción de crudo del país.
“La estrategia que hemos tomado es concentrar todos los campos petroleros en YPFB; de tal manera que al interior de la corporación podamos generar las condiciones óptimas para que la producción de estos campos se mantenga o tienda a aumentar”, reveló a La Razón el presidente ejecutivo de la empresa petrolera estatal, Carlos Villegas.
En Bolivia existen 13 campos marginales productores de petróleo crudo (campos desarrollados que han producido el 90% de sus reservas probadas). Cinco corresponden a YPFB Chaco, tres a YPFB Andina y cinco a Repsol.
Sólo tres de estos 13 campos generan una remuneración que está por encima del costo de producción unitario. Los tres campos están en manos de Repsol, según información oficial de YPFB.
Además, dijo, el plan de exploración que impulsa la corporación desde finales del 2010 incrementará las reservas de crudo del país dando prioridad a la prospección de las áreas con potencial petrolífero que están concentradas en La Paz, Pando, Beni y Cochabamba.
Productividad
Crudo y condensado
La producción de crudo y condensado registró un notable incrementó del 2004 al 2007 por el buen rendimiento de los campos petrolíferos del Chapare y el aporte del condensado de los megacampos gasíferos. En los últimos 10 años, la producción promedio fue de 36 mil de barriles por día (Bbld).
Gasolina natural
La producción de gasolina natural obtenida tanto en campo como en las plantas de gas natural registró un crecimiento importante a partir del 2004 (2,79 MMBbld) hasta alcanzar el mayor volumen el año pasado con 3,05 MMBbld: crecimiento que estuvo sujeto a los volúmenes de gas natural exportados al Brasil.
Gas natural
La producción de gas registró también un crecimiento notorio desde el 2004 por el impulso recibido de los megacampos gasíferos. En la última década, el promedio de producción fue de 33 millones de pies cúbicos día (MMpcd), según datos del Ministerio de Hidrocarburos.
Petrobras mantiene primacía en gas natural
La empresa incrementó en 88% su producción de gas en la última década
Desde hace ocho años, Petrobras Bolivia lidera la producción de gas natural del país y alcanzó al 2010 una participación en el sector de casi el 60%. En la última década, la petrolera brasileña incrementó la producción del energético en más del 88%.
Así lo establece el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 200-2010” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
El liderazgo de la petrolera de capitales brasileños se registró desde el 2003 cuando le arrebataron la primacía a YPFB Andina con una producción anual de 126,78 millones de pies cúbicos (MMpc), cifra que se incrementó progresivamente hasta llegar el 2010 a 313,77 MMpc, lo cual representa una participación en la producción gasífera del 58,35%, señalan los datos del MHE.
BALANCE. Petrobras Bolivia fue creada a fines de 1995, pero inició sus actividades de forma efectiva a mediados del 2006 y en menos de 10 años se ha convertido en la petrolera más relevante de las empresas operadoras del país.
En el período 2000-2010 no se registraron muchos cambios en el escenario empresarial del sector hidrocarburífero del país. De las 11 empresas que operaron en los campos productores de gas y petróleo, Dong Won cedió su participación a la empresa GTLI Bolivia a finales del 2010 y Total E&P Bolivia se incorporó al sector con los descubrimientos de Itaú (2002) y Aquio (2011), recuerda el Análisis Estadístico oficial.
sábado, 10 de septiembre de 2011
Importación de GLP sube en 51% en el 1er semestre
La importación de Gas Licuado de Petróleo (GLP) se incrementó en 51% durante el primer semestre de este año, llegándose a internar un volumen de 85,39 toneladas métricas por día (TM/d), mientras que de enero a junio del 2010 la compra alcanzó 56,43 TM/d.
La mayor dependencia del GLP extranjero se debe a la reducción de la producción nacional del energético en 3%, asegura un informe estadístico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Asimismo, durante el primer semestre del 2011, el consumo promedio de GLP en el mercado interno fue de 836,1 TM/d, volumen mayor en 38 TM al registrado en similar período de la gestión anterior (798,1 TM/d), añade el informe.
EVOLUCIÓN. El consumo promedio del gas licuado fue en ascenso desde 779,37 toneladas por día en enero y registró su pico más alto en marzo con 869,65 diarios.
Por su parte, la producción promedio a junio de este año fue de 890,77 MT/d. El mayor volumen corresponde a la producción de plantas (74%) y el resto a refinerías (26%), señalan los datos; mismos que están en contraposición a las declaraciones de autoridades de YPFB que aseguraron que no fue necesario importar GLP, porque se contaba con un stock de seguridad. La mayor venta de GLP fue en el eje troncal —La Paz (35%), Cochabamba (19%) y Santa Cruz (17%).
La mayor dependencia del GLP extranjero se debe a la reducción de la producción nacional del energético en 3%, asegura un informe estadístico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Asimismo, durante el primer semestre del 2011, el consumo promedio de GLP en el mercado interno fue de 836,1 TM/d, volumen mayor en 38 TM al registrado en similar período de la gestión anterior (798,1 TM/d), añade el informe.
EVOLUCIÓN. El consumo promedio del gas licuado fue en ascenso desde 779,37 toneladas por día en enero y registró su pico más alto en marzo con 869,65 diarios.
Por su parte, la producción promedio a junio de este año fue de 890,77 MT/d. El mayor volumen corresponde a la producción de plantas (74%) y el resto a refinerías (26%), señalan los datos; mismos que están en contraposición a las declaraciones de autoridades de YPFB que aseguraron que no fue necesario importar GLP, porque se contaba con un stock de seguridad. La mayor venta de GLP fue en el eje troncal —La Paz (35%), Cochabamba (19%) y Santa Cruz (17%).
Gazprom espera un aval para asociarse con YPFB
La petrolera rusa Gazprom está a la espera de la autorización legal para firmar contrato que dé luz verde a la exploración en el bloque Azero, de acuerdo con el informe del gerente general de la filial en Bolivia, Vladimir Kulikov.
En este bloque ingresará en sociedad con la francesa Total, el objetivo es la búsqueda de reservas gasíferas.
Mientras los trámites van lentos, la tan ansiada exploración petrolera sigue demorando, la rusa ya realizó los estudios en el bloque Azero y ahora debe formar una Sociedad Anónima Mixta (SAM) con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Hace tres años, en septiembre del 2008, YPFB, Gazprom y Total suscribieron un acuerdo de cooperación con miras a explorar el bloque Azero.
En noviembre del año pasado, las petroleras francesa y rusa comenzaron la negociación con la estatal boliviana para la formación de la SAM, de acuerdo con datos de YPFB proporcionados en la época.
"Estamos terminando la fase jurídica. ¡Ojalá! que terminemos pronto", expresó Kulikov esperanzadamente.
Gazprom espera ser la operadora del bloque, pero "la respuesta a esta pregunta clave será después", indicó el ejecutivo de esta empresa.
Respecto de las inversiones para la exploración petrolera, indicó que "no hay datos de inversión todavía".
En este bloque ingresará en sociedad con la francesa Total, el objetivo es la búsqueda de reservas gasíferas.
Mientras los trámites van lentos, la tan ansiada exploración petrolera sigue demorando, la rusa ya realizó los estudios en el bloque Azero y ahora debe formar una Sociedad Anónima Mixta (SAM) con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Hace tres años, en septiembre del 2008, YPFB, Gazprom y Total suscribieron un acuerdo de cooperación con miras a explorar el bloque Azero.
En noviembre del año pasado, las petroleras francesa y rusa comenzaron la negociación con la estatal boliviana para la formación de la SAM, de acuerdo con datos de YPFB proporcionados en la época.
"Estamos terminando la fase jurídica. ¡Ojalá! que terminemos pronto", expresó Kulikov esperanzadamente.
Gazprom espera ser la operadora del bloque, pero "la respuesta a esta pregunta clave será después", indicó el ejecutivo de esta empresa.
Respecto de las inversiones para la exploración petrolera, indicó que "no hay datos de inversión todavía".
Se dará curso sobre control hidrocarburífero
El Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero (CNMCH), dependiente de YPFB Corporación, organizará entre el 12 y 16 de septiembre el curso denominado “Incertidumbre en la medición”, que será dictado por Thomas Kegel, especialista en medición de flujo de la empresa estadounidense CEESI (Colorado Engineering Exteriment Station Inc).
“Hemos invitado a todos los funcionarios de YPFB Corporación y MHE para que asistan a este evento, sean capacitados y profundicen este tema. La instrumentación incluye transductores de presión, flowmeters, voltímetros y contadores electrónicos. La discusión incluye comparaciones entre la instrumentación con diferentes especificaciones de desempeño”, dijo el director del CNMCH, Luis Alberto Sánchez Fernández.
El objetivo principal de la primera parte es la presentación paso a paso del método para realizar un análisis de incertidumbre. Paralelamente, se cubren conceptos estadísticos y simulaciones computarizadas.
En la segunda parte se cubrirá la aplicación de proceso de control estadístico a la calibración de instrumentos e incertidumbre. “Los ejemplos presentados progresivamente incrementarán su complejidad”.
La parte tercera de este curso hace referencia a las fuentes de incertidumbre que consiste en cubrir una variedad de tópicos cortos y en el último capítulo se abordará la temática “Análisis amplio de Incertidumbre”.
“Hemos invitado a todos los funcionarios de YPFB Corporación y MHE para que asistan a este evento, sean capacitados y profundicen este tema. La instrumentación incluye transductores de presión, flowmeters, voltímetros y contadores electrónicos. La discusión incluye comparaciones entre la instrumentación con diferentes especificaciones de desempeño”, dijo el director del CNMCH, Luis Alberto Sánchez Fernández.
El objetivo principal de la primera parte es la presentación paso a paso del método para realizar un análisis de incertidumbre. Paralelamente, se cubren conceptos estadísticos y simulaciones computarizadas.
En la segunda parte se cubrirá la aplicación de proceso de control estadístico a la calibración de instrumentos e incertidumbre. “Los ejemplos presentados progresivamente incrementarán su complejidad”.
La parte tercera de este curso hace referencia a las fuentes de incertidumbre que consiste en cubrir una variedad de tópicos cortos y en el último capítulo se abordará la temática “Análisis amplio de Incertidumbre”.
Aumenta en 51% importación de GLP
El país aumentó en 51% la importación de GLP, en el primer semestre, alcanzando un volumen de 85,39 toneladas por día promedio. En similar período del 2010 llegó a 56,43 toneladas. Las compras se deben a la baja producción nacional.
viernes, 9 de septiembre de 2011
YPFB verifica calidad de instalaciones de gas
La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) inició ayer una campaña para verificar el nivel de seguridad que tienen las instalaciones de gas domiciliario en las diferentes ciudades del país.
Según un boletín de prensa, reproducido por la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de la estatal hidrocarburífera, realizará ese trabajo de forma gratuita.
“Se verificará en forma gratuita los cofres de regulación y medición del servicio de gas natural a domicilio”, señala el documento, al precisar que esa campaña tiene el objetivo de atender a más de 214.044 usuarios domésticos y comerciales.
Indica que la campaña está enmarcada en cumplimiento al Decreto Supremo 28291, que establece: “todo responsable de los sistemas de distribución deberá elaborar y cumplir un plan de trabajo para la periódica detección de fugas en sistemas de distribución secundaria y gabinetes de regulación y medición, a intervalos que no excedan de un año”. El documento informa que un grupo de supervisores y verificadores, debidamente identificados, se desplazaron por las diferentes ciudades para desarrollar ese trabajo que tendrá una duración de cuatro meses, aproximadamente. De acuerdo al informe de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de la estatal petrolera los inspectores recogen la siguiente información: número de serie del medidor y regulador en la válvula de acometida, datos que servirán para reparar eventuales defectos o problemas en los cofres de regulación y medición.
Según un boletín de prensa, reproducido por la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de la estatal hidrocarburífera, realizará ese trabajo de forma gratuita.
“Se verificará en forma gratuita los cofres de regulación y medición del servicio de gas natural a domicilio”, señala el documento, al precisar que esa campaña tiene el objetivo de atender a más de 214.044 usuarios domésticos y comerciales.
Indica que la campaña está enmarcada en cumplimiento al Decreto Supremo 28291, que establece: “todo responsable de los sistemas de distribución deberá elaborar y cumplir un plan de trabajo para la periódica detección de fugas en sistemas de distribución secundaria y gabinetes de regulación y medición, a intervalos que no excedan de un año”. El documento informa que un grupo de supervisores y verificadores, debidamente identificados, se desplazaron por las diferentes ciudades para desarrollar ese trabajo que tendrá una duración de cuatro meses, aproximadamente. De acuerdo al informe de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de la estatal petrolera los inspectores recogen la siguiente información: número de serie del medidor y regulador en la válvula de acometida, datos que servirán para reparar eventuales defectos o problemas en los cofres de regulación y medición.
Exploración: YPFB pidió 42 áreas e incluye al altiplano
De acuerdo con el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, hay áreas ubicadas en zonas arqueológicas. Aguardan el informe de impacto ambiental para aprobar la solicitud de la estatal petrolera.
YPFB Corporación solicitó al Ministerio de Hidrocarburos y Energía la asignación de 42 nuevas áreas adicionales, de las cuales 7 están ubicadas en la parte occidental del país (La Paz, Oruro y Potosí).
En la actualidad, YPFB Corporación tiene asignadas 56 áreas y con las nuevas zonas al parecer sumarán 98 a escala nacional.
La solicitud de asignación fue extendida hace tiempo, sin embargo, la autorización está demorada porque el Ministerio de Hidrocarburos y Energía verifica la ubicación de las áreas requeridas.
El viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, afirmó que se tiene que “analizar la situación de las áreas que se encuentran próximas o son parte de áreas protegidas, también hay casos en los que existen algunas ruinas arqueológicas en el altiplano, porque hay varias áreas en esos lugares”.
“En realidad se espera alguna consideración del tema ambiental más aún considerando que actualmente hay problemas con áreas protegidas como es el caso del Agüaragüe (Tarija) y del Tipnis, entonces pienso que se está esperando solucionar ese tema y una vez que se tenga todo ello se aprobarán las áreas solicitadas”, manifestó el Viceministro.
En el pliego de 16 puntos de los marchistas del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis), uno de ellos se refiere a la “paralización de todas las actividades hidrocarburíferas en el Parque Agüaragüe”.
De acuerdo con las autoridades nacionales, de darse esta situación, es posible que el país pierda hasta $us 11 millones por día.
Alarcón señaló que, una vez se realice la evaluación correspondiente y se identifiquen con exactitud las áreas, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía elevará un informe al gabinete ministerial para que se apruebe la asignación de nuevas zonas para YPFB por decreto supremo.
“Hay ruinas que se deben identificar (y para ello) se dio el término de un mes”, aseveró.
Las 56 áreas reservadas para YPFB Corporación están ubicadas principalmente en Santa Cruz, Cochabamba, Chuquisaca y Tarija.
Desde hace unos meses, la estatal petrolera realiza rondas de negocios en el exterior para promocionar el potencial hidrocarburífero nacional y atraer nuevas inversiones para prospección hidrocarburífera.
La última semana de agosto, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, visitó México, donde presentó a empresarios el nuevo plan de exploración en el marco del Next Generation Oil & Gas Latin América 2011.
DATOS
• Las petroleras Occidental de Colombia y Repsol de España dieron con rastros de petróleo en los pozos Pando XI y en Eva Eva Sur X-1, en occidente.
• Gas To Liquid International SA (GTLI) invertirá $us 72 millones en exploración de gas y petróleo en las áreas Almendro, río Beni, Itacaray y Cupecito, ubicadas en La Paz, Pando y Beni.
• YPFB Petroandina SAM invierte $us 140,4 millones en el subandino norte y subandino sur, correspondientes a las zonas tradicional y no tradicional.
• Este año, YPFB Corporación y sus subsidiarias que operan en el upstream (exploración y explotación) tienen previsto invertir $us 240,4 millones de un total $us 351 millones.
Gerencia fiscalizará a subsidiarias
Con el objetivo de fiscalizar y evaluar la gestión empresarial operativa y estratégica de las empresas subsidiarias de YPFB Corporación, el presidente ejecutivo de la estatal petrolera, Carlos Villegas, designó a Gonzalo Saavedra Escóbar como nuevo Gerente Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), entidad corporativa de reciente creación.
YPFB Corporación opera en toda la cadena de producción a través de sus compañías YPFB Chaco, YPFB Transporte, Gas Trans Boliviano (GTB), YPFB Andina, YPFB Refinación, YPFB Petroandina SAM, YPFB Logística e YPFB Aviación.
YPFB Corporación solicitó al Ministerio de Hidrocarburos y Energía la asignación de 42 nuevas áreas adicionales, de las cuales 7 están ubicadas en la parte occidental del país (La Paz, Oruro y Potosí).
En la actualidad, YPFB Corporación tiene asignadas 56 áreas y con las nuevas zonas al parecer sumarán 98 a escala nacional.
La solicitud de asignación fue extendida hace tiempo, sin embargo, la autorización está demorada porque el Ministerio de Hidrocarburos y Energía verifica la ubicación de las áreas requeridas.
El viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, afirmó que se tiene que “analizar la situación de las áreas que se encuentran próximas o son parte de áreas protegidas, también hay casos en los que existen algunas ruinas arqueológicas en el altiplano, porque hay varias áreas en esos lugares”.
“En realidad se espera alguna consideración del tema ambiental más aún considerando que actualmente hay problemas con áreas protegidas como es el caso del Agüaragüe (Tarija) y del Tipnis, entonces pienso que se está esperando solucionar ese tema y una vez que se tenga todo ello se aprobarán las áreas solicitadas”, manifestó el Viceministro.
En el pliego de 16 puntos de los marchistas del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis), uno de ellos se refiere a la “paralización de todas las actividades hidrocarburíferas en el Parque Agüaragüe”.
De acuerdo con las autoridades nacionales, de darse esta situación, es posible que el país pierda hasta $us 11 millones por día.
Alarcón señaló que, una vez se realice la evaluación correspondiente y se identifiquen con exactitud las áreas, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía elevará un informe al gabinete ministerial para que se apruebe la asignación de nuevas zonas para YPFB por decreto supremo.
“Hay ruinas que se deben identificar (y para ello) se dio el término de un mes”, aseveró.
Las 56 áreas reservadas para YPFB Corporación están ubicadas principalmente en Santa Cruz, Cochabamba, Chuquisaca y Tarija.
Desde hace unos meses, la estatal petrolera realiza rondas de negocios en el exterior para promocionar el potencial hidrocarburífero nacional y atraer nuevas inversiones para prospección hidrocarburífera.
La última semana de agosto, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, visitó México, donde presentó a empresarios el nuevo plan de exploración en el marco del Next Generation Oil & Gas Latin América 2011.
DATOS
• Las petroleras Occidental de Colombia y Repsol de España dieron con rastros de petróleo en los pozos Pando XI y en Eva Eva Sur X-1, en occidente.
• Gas To Liquid International SA (GTLI) invertirá $us 72 millones en exploración de gas y petróleo en las áreas Almendro, río Beni, Itacaray y Cupecito, ubicadas en La Paz, Pando y Beni.
• YPFB Petroandina SAM invierte $us 140,4 millones en el subandino norte y subandino sur, correspondientes a las zonas tradicional y no tradicional.
• Este año, YPFB Corporación y sus subsidiarias que operan en el upstream (exploración y explotación) tienen previsto invertir $us 240,4 millones de un total $us 351 millones.
Gerencia fiscalizará a subsidiarias
Con el objetivo de fiscalizar y evaluar la gestión empresarial operativa y estratégica de las empresas subsidiarias de YPFB Corporación, el presidente ejecutivo de la estatal petrolera, Carlos Villegas, designó a Gonzalo Saavedra Escóbar como nuevo Gerente Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), entidad corporativa de reciente creación.
YPFB Corporación opera en toda la cadena de producción a través de sus compañías YPFB Chaco, YPFB Transporte, Gas Trans Boliviano (GTB), YPFB Andina, YPFB Refinación, YPFB Petroandina SAM, YPFB Logística e YPFB Aviación.
YPFB Gerente fiscalizará a las subsidiarias
La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), designó el jueves a Gonzalo Saavedra como titular de la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), para fiscalizar y evaluar la gestión empresarial y operativa de las empresas subsidiarias.
"El presidente ejecutivo de YPFB, Carlos Villegas, designó el miércoles a Gonzalo Saavedra como nuevo Gerente Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), entidad corporativa de reciente creación", señala un boletín.
Evaluación periódica. El documento recuerda que esa gerencia, recientemente creada por la estatal hidrocarburífera, tiene entre sus atribuciones el cumplimiento de las políticas y directrices del nuevo Consejo de Administración de Empresas Subsidiarias (CAES). Gonzalo Saavedra, explicó que se hará una evaluación periódica.
"El presidente ejecutivo de YPFB, Carlos Villegas, designó el miércoles a Gonzalo Saavedra como nuevo Gerente Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), entidad corporativa de reciente creación", señala un boletín.
Evaluación periódica. El documento recuerda que esa gerencia, recientemente creada por la estatal hidrocarburífera, tiene entre sus atribuciones el cumplimiento de las políticas y directrices del nuevo Consejo de Administración de Empresas Subsidiarias (CAES). Gonzalo Saavedra, explicó que se hará una evaluación periódica.
Empresa China hará sísmica 3D en Boyuibe
La empresa china de servicios petroleros Sinopec realizará la adquisición sísmica 3D en una extensión de 223 kilómetros cuadrados (km2), en el área Itaguazurenda, operada exclusivamente por la gerencia nacional de Exploración y Explotación de YPFB Corporación.
“La comisión encargada de la contratación recibió las ofertas de cuatro empresas postulantes y decidió adjudicar a la empresa Sinopec que presentó la mejor oferta y la que ha reunido las mejores condiciones financieras, técnicas y legales exigidas por YPFB”, informó el gerente nacional de Exploración y Explotación de la estatal, Donald Wilson Osinaga Cabrera.
El proyecto, incluyendo la perforación del pozo exploratorio, terminaría a fines de 2013.
180 días calendario es el plazo máximo para la ejecución del servicio..
“La comisión encargada de la contratación recibió las ofertas de cuatro empresas postulantes y decidió adjudicar a la empresa Sinopec que presentó la mejor oferta y la que ha reunido las mejores condiciones financieras, técnicas y legales exigidas por YPFB”, informó el gerente nacional de Exploración y Explotación de la estatal, Donald Wilson Osinaga Cabrera.
El proyecto, incluyendo la perforación del pozo exploratorio, terminaría a fines de 2013.
180 días calendario es el plazo máximo para la ejecución del servicio..
jueves, 8 de septiembre de 2011
La producción de gasolina sube en 82%
La producción de gasolina especial en la Refinería Guillermo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz se incrementó en 81,8% de enero a agosto de este año, según datos oficiales. La información da cuenta que en agosto la producción de este combustible alcanzó los 34,59 millones de litros frente a los 19,02 procesados en enero.
El gerente de la refinería de propiedad de YPFB Corporación, Percy Kinn, atribuyó este hecho a los trabajos de adecuación que se realizaron orientados al autoabastecimiento del mercado nacional.
“Este récord en la producción de gasolina obedece, por un lado, al óptimo trabajo de mantenimiento que realizamos en nuestras instalaciones, garantizando la confiabilidad de las mismas”, afirmó el ejecutivo de la planta.
De acuerdo a datos de YPFB Refinación, la Refinería Guillermo Elder Bell cuenta actualmente con una capacidad de proceso de petróleo crudo de 19.500 Barriles por Día (Mbpd), de los cuales se obtiene combustibles líquidos como gasolina especial, gasolina premium, diésel oil, jet fuel, crudo reducido, gas licuado de petróleo, kerosén, entre otros.
El incremento en la producción de gasolina especial permitirá alejar el riesgo de la importación de este combustible. A fines del 2009 y principios del 2010 la estatal YPFB se vio en la necesidad de importar gasolina por la baja producción en refinerías.
El gerente de la refinería de propiedad de YPFB Corporación, Percy Kinn, atribuyó este hecho a los trabajos de adecuación que se realizaron orientados al autoabastecimiento del mercado nacional.
“Este récord en la producción de gasolina obedece, por un lado, al óptimo trabajo de mantenimiento que realizamos en nuestras instalaciones, garantizando la confiabilidad de las mismas”, afirmó el ejecutivo de la planta.
De acuerdo a datos de YPFB Refinación, la Refinería Guillermo Elder Bell cuenta actualmente con una capacidad de proceso de petróleo crudo de 19.500 Barriles por Día (Mbpd), de los cuales se obtiene combustibles líquidos como gasolina especial, gasolina premium, diésel oil, jet fuel, crudo reducido, gas licuado de petróleo, kerosén, entre otros.
El incremento en la producción de gasolina especial permitirá alejar el riesgo de la importación de este combustible. A fines del 2009 y principios del 2010 la estatal YPFB se vio en la necesidad de importar gasolina por la baja producción en refinerías.
Suscribirse a:
Entradas (Atom)