miércoles, 29 de febrero de 2012

Sábalo sube producción de gas para garantizar contratos

Con la puesta en marcha de la tercera unidad de la planta de procesamiento de gas en el campo Sábalo (Villamontes), la producción nacional subió en dos millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) y se consolida como la infraestructura de este tipo más grande en el país.

El reservorio es calificado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) como el más grande del país desde que en enero incrementó su volumen de gas procesado de 15 MMmcd a 17 MMmcd.

Gracias a este aumento, la producción total del país pasará de los 46,5 MMmcd a al menos 48,5 MMmcd.

Según las previsiones de la estatal petrolera, una vez que se haya terminado de perforar el pozo denominado Sábalo 8, en junio de este año, se procesarán otros 2 MMmcd más, con lo que se llegará a un total de 19 MMmcd del energético.

“Este aumento de procesamiento es el resultado de una inversión que comenzó en el año 2009 y se intensificó en 2010 y 2011, y que se verá reflejada desde este año hasta 2014. Algo que también se traducirá en mayores ingresos por regalías para el departamento de Tarija”, afirmó ayer el presidente de YPFB, Carlos Villegas, en el acto de inauguración oficial del tercer tren.

Ahora, el campo Sábalo es el primero en Bolivia en tener tres unidades (trenes) de transformación de gas natural y se sitúa por encima de San Alberto, que tiene dos; y Margarita que contará también con dos este año.

Las inversiones realizadas en esta ampliación de la capacidad de procesamiento bordean los 115 millones de dólares; “además, con las inversiones en la perforación de los pozos de aumento de producción Sábalo 7, Sábalo 8, fácilmente la inversión llega a los 300 millones de dólares”, aclaró el presidente de Petrobras, Claudio Castejon.

Este tercer tren funcionará al tope desde 2014, cuando alcance a procesar 6,7 MMmcd para que el bloque San Antonio –del cual es parte el campo Sábalo- procese 22 MMmcd, afirmó Villegas.

El bloque San Antonio, ubicado a hora y media en vehículo desde la localidad de Villamontes, Tarija, es operado por la brasileña Petrobras (35%), Total (15%) y la subsidiaria YPFB Andina (50%) y la mayor parte de su producción estaba dirigida al mercado brasileño. Sin embargo, con el energético procesado desde ahora, el gas también será enviado al mercado argentino. Por contrato desde enero se debe exportar a ese país 11 MMmcd.

Más líquidos
Producción Según un reporte de Petrobras el aumento en la capacidad de procesamiento de Sábalo también permitirá que la producción de líquidos suba de 16.900 a 20.000 barriles por día desde junio de este año.


Importancia El presidente de YPFB, Carlos Villegas, dijo que el incremento de la capacidad de procesamiento de gas es importante debido a que la economía crece y hay mayor demanda.


Operación Con la planta se separará el gas de los liquidos y otras impurezas.




Evo da garantías, pero amenaza
El presidente de Bolivia, Evo Morales, garantizó ayer a las petroleras que “su inversión siempre será bien protegida”, pero a renglón seguido las amenazó con nacionalizaciones si alguna de ellas realiza algún “sabotaje”, informó EFE.

En la inauguración de obras en la región sureña de Tarija, fronteriza con Argentina y Paraguay y la de mayores reservas de hidrocarburos, Morales dijo ante ejecutivos de Petrobras y la francesa Total: “Su inversión siempre será bien protegida y bien garantizada”. Pero agregó que no todas las empresas son iguales y que, si alguna está, a su juicio, “boicoteando, saboteando la inversión”, será “recuperada” (expropiada). YPFB es socia de la hispana Repsol, Petrobras y Total en el campo San Antonio, donde hoy Morales inauguró obras que, según el anuncio oficial, aumentarán la producción de gas en esa región.

El 24 de enero, a través de un decreto supremo, el Gobierno expropió las acciones de Pan American Energy (PAE) en el bloque Caipipendi, conformado por los campos Margarita y Huacaya, debido a que esa firma habría incumplido con las inversiones que se comprometió. PAE tenía el 25% de las acciones del bloque, las cuales compartía con las petroleras Repsol y British Gas (BG) y sus acciones pasaron a manos de la subsidiaria de la estatal petrolera YPFB Chaco.

El Ejecutivo analiza incentivos a la producción.

Gobierno analiza incentivos para hidrocarburos

El Gobierno del presidente boliviano, Evo Morales, se reunió ayer con ejecutivos de las petroleras Petrobras, Repsol, British Gas y la francesa Total para analizar los incentivos que les permitan subir la producción de hidrocarburos líquidos.

El vicepresidente del país, Álvaro García Linera, y el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, informaron en una rueda de prensa que la reunión se hizo en la ciudad de Santa Cruz (este), sede de las compañías.

García Linera explicó que las cuatro firmas extranjeras son socias de YPFB, que está preocupada porque Bolivia, si bien tiene gas natural, padece un déficit en la producción de los hidrocarburos líquidos, como en el caso del gasóleo que debe importar.

No obstante, también señaló que el Gobierno no planea tocar el precio de venta del petróleo en el mercado interno, sino que se analizan otras opciones para mejorar la producción.

El precio del barril de crudo está congelado en Bolivia desde hace varios años en 27 dólares, pese a que en el exterior cuesta más de cien dólares, reconoció García Linera.

El vicepresidente subrayó que ante esa “diferencia muy grande” se estudian pasos para que las petroleras privadas y la estatal YPFB se sientan más incentivadas a subir la producción de carburantes, pero sin que el consumidor final pague un mayor precio.

El Presidente exige mayor inversión a las petroleras

El Gobierno advierte que recuperará empresas si no desembolsan capitales.

En ocasión de inaugurar un tercer tren para el transporte del gas natural extraído del campo Sábalo, situado en Villamontes, Tarija, el presidente Evo Morales exigió a las empresas petroleras que operan en el país que efectúen inversiones y respeten las normas.
“Tengo información de que habría empresas que boicotean y sabotean las inversiones. De ser así, serán recuperadas”.
Sin embargo, dijo que aquellas empresas que respetan las normas del país no deben preocuparse por sus inversiones, porque el Gobierno garantiza y respeta la propiedad privada.
El Primer Mandatario dijo que existen compromisos para trabajar, aunque hay problemas con la consulta previa, como con el Gasoducto Villamontes-Tarija.
Los pueblos originarios. Los indígenas de Taku Inti, ubicados en el bloque San Antonio, Tarija, demandan la atención del Gobierno para contar con servicios básicos, agua potable y caminos.
El presidente de esta comunidad, Diómedes Vega, afirmó que desde que se nacionalizó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), su colectividad dejó de recibir ayuda económica.
La producción. YPFB-Corporación y Petrobras incrementarán la capacidad de procesamiento de gas del campo Sábalo, de 13,4 a 22,1 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), con el inicio de operaciones del tercer tren en esa área.
La planta de gas cuenta con dos trenes de procesamiento del energético con una capacidad total de 15,4 MMmcd.
Petrobras invierte el 35 por ciento requerido por este campo, en tanto que Total aporta el 15 por ciento y YPFB-Andina, el 50 por ciento restante.

115 millones de dólares es la inversión que demandó la puesta en marcha del nuevo tren.

La construcción del Tercer Tren de la Planta de Gas del Campo Sábalo comenzó el 13 de noviembre de 2009 y entró en funcionamiento
en diciembre de 2011. ayer fue entregado oficialmente.

Morales promete proteger inversiones de petroleras y pide respetar normas

Con las presencia del presidente Evo Morales, autoridades de YPFB y representantes de las empresas petroleras que operan en el Sur del país, la planta de tratamiento de gas natural del campo Sábalo, operado por Petrobras, inauguró ayer el tercer tren de operaciones en el bloque San Antonio. GALERÍA(2)

Las inversiones de las petroleras extranjeras que operan en Bolivia están garantizadas y no hay motivos para desconfiar, considerando que el proceso de nacionalización de los hidrocarburos fue consolidado a partir de 2006 y hoy el sector goza de estabilidad, aseguró el presidente del Estado Evo Morales.

Esta afirmación fue realizada con motivo de la inauguración de una nueva planta de gas natural en el campo Sábalo, ubicado en el sur del país. “Esa etapa ya hemos superado, hay un nueva Constitución aprobada por el pueblo boliviano (en 2009), hay nuevos contratos y los contratos y las normas bolivianas se respetan. Aquí se respeta también la propiedad privada y, especialmente, la inversión que viene del exterior”, dijo.

La planta de tratamiento de gas natural del campo Sábalo, operado por Petrobras, inauguró ayer el tercer tren de operaciones en el bloque San Antonio. Es el más grande del país y de mayor capacidad, pues procesará 22 millones de metros cúbicos por día (MCD).

La Planta de Gas cuenta con dos trenes de procesamiento del energético con una capacidad de 6.7 MMmcd, cada una, sumando un total de 13.4 MMmcd, a lo que suma una posterior ampliación (Revamp) que incrementó otros 2 MMmcd, haciendo un total de 15.4 MMmcd.

Con la construcción del nuevo tren, que demandó una inversión de 115 millones de dólares, se elevó la producción en este campo hasta 22.1 MMmcd, de acuerdo con el informe técnico.

La construcción del tercer Tren de la Planta de Gas del Campo Sábalo, se inició el 13 de noviembre de 2009 e ingresó en funcionamiento desde diciembre de 2011, mismo que fue entregado ayer oficialmente.

El acto de inauguración estuvo a cargo del presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales; el Ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa y el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, directivos de las empresas subsidiarias de la estatal y ejecutivos de la operadora brasileña Petrobras.

TERCER TREN

La materialización del Tercer Tren de la Planta de Gas Sábalo deviene de un compromiso asumido por las empresas responsables del campo: Petrobras como Operador, YPFB Andina y Total Bolivia, con el Estado boliviano.

Esta nueva infraestructura permite incrementar la capacidad de producción destinada al consumo del mercado interno y a la exportación, a través de los planes de desarrollo aprobados por la estatal petrolera.

Las inversiones en el campo Sábalo están divididas de la siguiente manera: Petrobras 35%, Total 15% y YPFB Andina 50%. “Esto demuestra que el grueso de las inversiones está en YPFB Corporación”, señaló el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa.

“Esta es ahora la planta más grande del país con tres módulos en funcionamiento. La producción de más de 22 MMmcd de la planta de Gas Sábalo hace que se convierta en un monstruo en Sudamérica”, explicó Sosa.

El presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, por su nparte sostuvo que el aumento en la capacidad de procesamiento y el consecuente incremento en la producción del gas natural para garantizar el abastecimiento del mercado interno y externo también mejora la renta petrolera nacional. “Los nuevos ingresos económicos adicionales mejorarán las condiciones de vida de los bolivianos”, complementó.

El Kenko Inician la conexión de gasoducto

La Empresa Eléctrica Valle Hermoso (EVH) inició el lunes los trabajos de conexión de gas a la nueva turbina termoeléctrica de El Kenko, en El Alto, que incrementará en 17,5 megavatios (MW) la oferta de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), según reportó la empresa. Se abastecerá esta unidad con la línea de transporte de gas de la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica (Cobee).

domingo, 26 de febrero de 2012

YPFB Transporte invertirá $us 168,6 millones en 7 proyectos de gas y líquidos

YPFB Transporte SA, subsidiaria de YPFB Corporación, invertirá $us 168,6 millones durante la gestión 2012 en la ejecución de proyectos de expansión del sistema de transporte de hidrocarburos del país. Estos recursos serán distribuidos entre sistemas de transporte para gas natural e hidrocarburos líquidos, informó la compañía a EL DIARIO.

“En el sistema de transporte de gas natural tenemos proyectos que responden a la creciente demanda de los mercados interno y externo, básicamente Argentina; y lo que denominamos proyectos especiales, aquellos que se hacen para optimización, que no necesariamente significan el incremento de la capacidad de transporte”, reza el informe de YPFB Transporte.

El mismo señala que son proyectos importantes, sobre todo porque las expansiones de gasoductos permitirán que el gas llegue a las diferentes poblaciones del país, abasteciendo la demanda del mercado interno.

Además, con la instalación de la estación de compresión del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), se podrá cumplir con los volúmenes comprometidos a Argentina; adicionalmente, el sistema de transporte de hidrocarburos líquidos, permitirá transportar los líquidos asociados a la producción del gas natural hacia las refinerías del país para la obtención de gasolina y otros derivados.

Los principales proyectos para el mercado interno son:

GASODUCTO CARRASCO COCHABAMBA

Se espera la puesta en marcha de todo el sistema de transporte de gas denominado Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) durante el primer semestre de la gestión 2012; esta meta se alcanzará luego de la conclusión del Tramo II, que actualmente se encuentra en ejecución y que unirá los tramos I y III.

Una vez finalizado el tramo II, cuya construcción implica el tendido de 78 kilómetros de un gasoducto de 16 pulgadas de diámetro, desde las localidades de Villa Tunari hasta Pampa Tambo, se incrementará la capacidad de transporte de gas desde los actuales 49,2 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) que transporta este ducto hasta los 120 MMpcd, beneficiando principalmente a las ciudades de Cochabamba, Oruro y La Paz.

EXPANSIÓN GASODUCTO AL ALTIPLANO

El Gasoducto al Altiplano (GAA) se está construyendo por fases y este 2012 se implementará la construcción de dos ‘loops’ (lazos) en el gasoducto principal, uno entre Parotani, en dirección a Sica Sica y otro de Sica Sica a Senkata. Loop es un término del idioma inglés, que refiere una técnica que puede ser utilizada para incrementar la capacidad de transporte de un ducto, mediante la construcción de una tubería paralela que nace en un punto de un ducto principal para volver a unirse luego de una determinada distancia.

El primer Loop que se realizará tendrá 36 kilómetros de longitud con un diámetro de 12 pulgadas, entre las localidades de Huayñacota y Vila Vila; mientras que el otro será de 15 kilómetros por 10 pulgadas y se efectuará entre Sica Sica y Senkata. Ambos loops serán ejecutados en esta gestión y se espera la puesta en marcha del primero hasta mayo y del segundo hasta julio.

El primer Loop será de 9 kilómetros de longitud, por 12 pulgadas de diámetro, irá desde la región de Huayñacota hasta Parotani, “se espera tenerlo listo hasta diciembre de 2012. El otro loop, de 6 kilómetros y 12 pulgadas, entre Pongo y Totoroco, podría entrar en operación en noviembre”.

EXPANSIÓN GASODUCTO TARABUCO SUCRE

Este proyecto contempla la construcción de un loop de 18 kilómetros de longitud y 10 pulgadas de diámetro en el gasoducto Tarabuco Sucre (GTS), para incrementar su capacidad pasando de los actuales 20 MMpcd a 29.4 MMpcd. Este incremento permitirá atender las demandas de gas de Sucre y posteriormente de Potosí, a través del Gasoducto Taquiperenda – Cochabamba (GTC).

AMPLIACIÓN GASODUCTO VILLAMONTES TARIJA

El proyecto de Ampliación del Gasoducto Villamontes Tarija (GVT) considera el incremento de la capacidad del gasoducto de 13,8 MMpcd a 64 MMpcd, mediante la construcción de cuatro loops, sumando un total de 46 kilómetros de longitud y de 10 pulgadas de diámetro. Adicionalmente, se debe realizar la adecuación del puente de regulación y medición de El Portillo en Tarija.

INCREMENTO DE LA PRESIÓN DE OPERACIÓN DE LA DGPI

Este es un proyecto que apunta al incremento de la Presión de Operación de la Derivada del Gasoducto Parque Industrial en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, mismo que alimenta de gas a la Termoeléctrica de Guaracachi y al consumo del Parque Industrial de esta ciudad mediante las conexiones provistas por YPFB Redes Santa Cruz.

“El Proyecto implica incrementar la presión de Operación de 650 psig (libras por pulgada cuadrada) hasta 690 psig, y la capacidad de este gasoducto, se incrementaría de 72 MMpcd a 83 MMpcd. Se espera que esté operativo hasta mayo de 2012”, agrega el informe.

YPFB-Chaco perfora 3 pozos simultáneos

El desarrollo de estos campos generará mayor cantidad de carburantes para el país.

La subsidiaria YPFB-Chaco tiene tres equipos que realiza perforaciones de desarrollo simultáneamente en el departamento de Santa Cruz para incrementar la producción de gas, líquido y condensado.
Según información de la petrolera, tiene también la finalidad de reemplazar e incorporar nuevas reservas hidrocarburíferas al país para cumplir con los compromisos para el mercado interno y para Brasil y Argentina.
El presidente de la subsidiaria, Rafael Martínez, junto con otros ejecutivos, visitó dichos pozos, que actualmente son perforados en El Dorado Sur, Bulo Bulo y Palometas, para fiscalizar y verificar el avance.
Martínez, tras la visita, confirmó que las actividades se desarrollan de acuerdo con el cronograma inicial.
Los resultados. Según la información oficial, en marzo se esperan los resultados de dos ellos, y en abril, del tercero.
“YPFB-Chaco está cumpliendo con su compromiso de invertir en la exploración y explotación de hidrocarburos para beneficio de todos los bolivianos”.
La inversión. YPFB-Chaco destinará este año 161,5 millones de dólares para actividades de exploración y desarrollo de campos operados y no operados, según información oficial.
En exploración, los proyectos más importantes son la perforación del pozo Carrasco Este X2 y el estudio de sísmica 3D en el área de Chimoré.
La petrolera concluyó la perforación de siete pozos en 2011, los que entrarán en etapa de producción este año.

89 millones de dólares fue la inversión de la subsidiaria en la gestión anterior.

El equipo de la empresa china sinopec se encuentra en el pozo de el dorado, en el municipio de cabezas, departamento de Santa Cruz, que actualmente se encuentra a una profundidad actual de 2.165 metros, y que hasta fines de marzo se prevé llegar hasta los 4.421,70 metros proyectados.
La producción esperada de este pozo es de seis millones de metros cúbicos día (MMpcd) de gas y 160 barriles de petróleo por día (BPD).
Palometas es otro de los pozos que se encuentra en Santa Cruz, provincia Sara, para el cual se tiene previsto una profundidad final de 2.826,85 metros. Los resultados de este pozo están previstos aproximadamente para mediados de marzo y su producción esperada es de 4,2 MMpcd de gas. Según información oficial, YPFB-Chaco entregará su cuota parte en el presupuesto de inversiones del campo Itaú (el 4 por ciento), además de la inversión proyectada para la Planta de Compresión de Río Grande.

sábado, 25 de febrero de 2012

YPFB apunta a expandir su participación en el cono sur

El Gobierno pretende que YPFB tenga una participación activa en los mercados a los que se exporta gas a través del establecimiento de unidades de negocios que operen en actividades de refinación y distribución. Esta política de integración energética comenzaría con Uruguay y Paraguay.



Actualmente, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) participa en toda la cadena productiva hidrocarburífera del país (exploración, explotación, transporte, refinación, almacenaje y distribución). Según el Ejecutivo, el próximo paso de la petrolera estatal es expandir sus actividades dentro de los mercados vigentes de exportación de gas (Argentina y Brasil) y los nuevos mercados para el energético.



"Las acciones que se vienen llevando adelante en el marco de la política energética no solo toman en cuenta la exportación de gas, sino propician la participación de las empresas estatales en unidades de negocios de los mercados de destino (...). Por eso es tan importante la integración a través del proyecto Urupabol", porque a través de éste, "YPFB va a poder ingresar a los mercados de Uruguay y Paraguay", reveló a La Razón el viceministro de Desarrollo Energético, Franklin Molina.



El estudio de prefactibilidad del proyecto Urupabol -que permitirá exportar gas desde Bolivia a Uruguay y Paraguay- identificó como "viable" el transporte del energético como Gas Natural Licuado (GNL) a través de la hidrovía Paraguay-Paraná, recordó.



Esta semana se conocerá a la firma que realizará el estudio de factibilidad que determinará la demanda final de gas de Uruguay y Paraguay, y si la estrategia de transporte del hidrocarburo hacia esos mercados será únicamente por la hidrovía o comprenderá una combinación gasoducto-hidrovía.



"El estudio (de factibilidad) definirá el tiempo de implementación del proyecto, el mecanismo tecnológico más adecuado para el transporte, el tipo de condiciones -inclusive de navegabilidad de la hidrovía- que determinarán los volúmenes de exportación (del gas) o si es necesario desarrollar también mayores inversiones en infraestructura para ampliar las capacidades (de transporte)", explicó Molina.



La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) advirtió que si no se incorporan nuevos mercados para la producción de gas, las inversiones del sector en exploración se detendrían en 2014. La prioridad son Chile, Uruguay y Paraguay, así como la industrialización del gas en el país.



Según el Análisis Estadístico, Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas Período 2000-2010, del Ministerio de Hidrocarburos, tras alcanzar su máximo rendimiento en 2014, la producción de gas natural del país entrará en declinación desde 2015.



Proyección del uso de gas natural



"Según el pronóstico de la demanda de mediano plazo de YPFB, en el periodo 2011-2020, el consumo de gas en el mercado interno alcanzará un volumen promedio de 12 millones de metros cúbicos día (MMmcd); de 8,31 MMmcd en la industrialización; y de 1,25 MMmcd por el gas retenido (gas combustible y pérdidas de licencia)", según datos oficiales.



MHE capacita a indígenas como técnicos de petroleras



El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) inició el segundo curso de capacitación para representantes de las 26 capitanías guaraníes del país. Los participantes se formarán como "peritos en monitoreo socioambiental" y podrán ser empleados en la industria hidrocarburífera.



"Este mecanismo de capacitación permitirá a los jóvenes de estas comunidades guaraníes desempeñarse en las distintas empresas que operan el sector hidrocarburífero del país", remarcó.

Desarrollo hidrocarburífero es prioridad de YPFB-Andina

El gerente General de la petrolera nacionalizada YPFB-Andina, Mario Arenas, aseguró que la inversión de la petrolera estatal se centra en el desarrollo de los campos en explotación. En este año se asignó $us 158 millones para esta actividad y $us 33,64 millones para la búsqueda de reservas.



El representante de la petrolera estatal, afirmó que está garantizada la inversión programada para la explotación en este año, sin embargo, las estimadas para la exploración están supeditadas a los resultados de la perforación exploratoria en Sararenda X1.



Con relación a las perforaciones exploratorias del Sararenda X1, de ser positivas, dará inicio al proceso de sísmica y la planta de tratamiento del gas y perforación de más pozos. Adelantó que los trabajos son desarrollados con cautela, siempre con la perspectiva de encontrar nuevas reservas.



Un informe de YPFB señala que las inversiones de YPFB-Andina para el presente año ascienden a $us 191,3 millones, de donde 33,64 millones serán destinados a la exploración y el resto a las operaciones de explotación. El financiamiento para la búsqueda de reservas está destinado, principalmente, a la perforación de los pozos Río Grande 83 y 84, y el Sirari 20.



YPFB-Andina se ha puesto como meta la perforación exploratoria en el pozo Sararenda X1. Este trabajo fue iniciado en diciembre del 2010 y su conclusión estaba programada para junio del 2011, plazo que no pudo ser cumplido (El Diario).

YPFB y Tecna firman contrato de fiscalización

El presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, y el representante de Tecna Bolivia SA, Arturo Daniel Arroyo, firmaron ayer en La Paz el contrato de fiscalización de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco.

Las actividades de la empresa fiscalizadora se extenderá hasta agosto de 2014, período en el que este complejo debe ingresar en operación, informó la máxima autoridad de la estatal petrolera.

“Tecna Bolivia ha sido contratada para la fiscalización de la Planta Gran Ghaco y fue adjudicada por su calidad, experiencia y costo por un monto de Bs 82,4 millones. La fiscalizadora culminará tres meses después de mayo de 2014, período en el que está previsto concluir esta obra si todo va de acuerdo a un cronograma”, indicó Villegas.

La compañía posee una larga experiencia en proyectos internacionales relacionados con actividades de ingeniería y fiscalización. Asimismo, realizó estos trabajos en todas las plantas, donde inició sus actividades con ingeniería y luego hizo el seguimiento de la misma, a través de tareas de fiscalización a las constructoras.

La empresa prestadora de servicios se comprometió a ejecutar todas las actividades necesarias para realizar esta fiscalización técnica hasta su conclusión, en estricta y absoluta sujeción al Contrato. Tecna Bolivia también fiscalizará la procura de los turbocompresores y turbogeneradores desde el momento del montaje en la Planta por el Contratista (Siemens Energy INC).

viernes, 24 de febrero de 2012

YPFB Chaco inicia estudios de sísmica en Chimoré

La empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Chaco inició las tareas para el estudio sísmico 3D en Chimoré (Cochabamba) en busca de reservas hidrocarburíferas, según información institucional difundida ayer.

"YPFB Chaco inició la movilización de equipos y construcción del campamento base del proyecto de adquisición sísmica 3D de Chimoré, a través del cual se pretende definir nuevas oportunidades de exploración y desarrollo de reservas", precisa un boletín de prensa de YPFB.

Según la estatal petrolera, el objetivo es generar nuevos prospectos y oportunidades para el reemplazo e incorporación de nuevas reservas de gas y condensado.

El estudio, que demandará una inversión de al menos 32 millones de dólares, estima encontrar un potencial de recursos de 0,5 a 0,9 TCF para su explotación futura.

Por su parte, el presidente ejecutivo de YPFB Chaco, Rafael Martínez, informó que ese proyecto es uno de los más grandes para esta gestión y anticipó que las profundidades estimadas de los objetivos geológicos varían entre los 2.500 y 4.500 metros.

Según información oficial, el proyecto, que se ejecutará en 410 kilómetros cuadrados, tiene un plazo de ocho meses y estará a cargo de la empresa South American Exploration (SAE), que se adjudicó el contrato a través de un proceso de licitación pública internacional.

Respecto a la consulta y participación, YPFB informó que concluyó con un acta de validación de acuerdos en la que se especifica el mejoramiento y mantenimiento de caminos, el monitoreo ambiental al proyecto, el cumplimiento de normas ambientales, la información sobre aspectos técnicos del proyecto y la estructura organizacional.

"Actualmente se tiene un avance de 60 por ciento en la etapa de socialización y un 34 por ciento en la fase de permisos (con cada propietario)", detalla el boletín de prensa.

Si bien el campamento base estará listo en marzo, los resultados finales podrán ser materializados en proyectos de perforación a partir de 2013.

El consumo de gas vehicular creció en 379% durante 2011

Los vehículos convertidos a Gas Natural Vehicular (GNV) se incrementaron en 15.030 unidades entre abril y diciembre del año pasado, con lo que el consumo de GNV a escala nacional creció en 379%.

Informes de la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV (EEC-GNV) señalan que en abril de 2011, cuando comenzó el proceso de conversión, 3.138 vehículos fueron acondicionados para usar GNV; a diciembre, los motorizados convertidos sumaban 15.030 (v. conversiones por mes en la infografía).

La EEC-GNV calcula que los vehículos de menos de 1.400 de cilindrada requieren un promedio de 10 metros cúbicos diarios (mcd) y los de arriba de 2.500 de cilindrada, 30 mcd.

Si el consumo promedio de cada motorizado convertido es de 20 mcd, para los autos acondicionados en abril se necesitaban al menos 62.760 mcd de GNV y hacia diciembre, 300.600 mcd; lo que implica un incremento de cerca de 379% en la demanda del energético durante 2011.

A diciembre de 2011, de acuerdo con cifras de YPFB Transporte, el consumo interno de gas natural llegó a un promedio de 8 millones de mcd; por tanto, los 300.600 mcd que demandaban los vehículos a GNV representaron el 3,7% del consumo nacional de gas.

Crecimiento

El director de la EEC-GNV, Carlos Asport, en declaraciones a Página Siete en noviembre de 2011, anunció que hasta fin de año la cantidad de conversiones iba a llegar a 20.000. En ese caso, la demanda de GNV en las estaciones de servicio alcanzaría a 400 mil mcd, de manera aproximada.

La EEC-GNV prevé para este 2012 la conversión de al menos 34.000 vehículos, con lo que el uso de gas natural de los automotores transformados sería de 980.600 mcd hasta fin de año.

Según esa entidad, los cálculos de consumo generados por las conversiones en las gestiones 2011 y 2012 fueron inscritas en la comisión que impulsa la ampliación del Gasoducto Al Altiplano (GAA), para asegurar los volúmenes necesarios de GNV en las estaciones de servicio.

El gas natural para consumo interno es distribuido entre las industrias, las plantas de generación termoeléctrica, las estaciones de servicio de GNV y el gas domiciliario.

El plan del Gobierno es aumentar el uso de este energético para reducir y eliminar la subvención estatal al precio interno del diésel, la gasolina y Gas Licuado de Petróleo (GLP).

Demanda interna
Estaciones Según el Gobierno, las estaciones de servicio que proveen GNV en el país están ubicadas en su mayoría en la ciudad de El Alto y pocas en el resto de las principales ciudades del país.


Abastecimiento Las metas de conversión a GNV son fijadas en coordinación con la estatal YPFB; se estableció que para 2012 se procederá a la conversión de 34.000 automóviles; la petrolera planifica el incremento de surtidores de GNV.


Talleres En el eje central del país hay de 25 a 30 talleres que instalan los tanques para autos a GNV.


Termoeléctricas Según YPFB Transporte, las plantas de generación eléctrica que funcionan con gas natural demandan el 51% del energético. Esto significaría más de cuatro millones de metros cúbicos diarios (MMmcd).


Industrias La Cámara Nacional de Industrias (CNI) manifestó su preocupación por la provisión de gas natural para consumo interno a través de ductos para el sector productivo.


Proyectos La CNI solicita que se aceleren los proyectos de transporte de gas natural para favorecer a todos los consumidores actuales y futuros.


Transporte YPFB informó que a fines de 2012 la capacidad de transporte de gas natural por gasoductos en el interior ascenderá a 135,2 MMmcd.

Subvención bajó en Bs 28.959 millones por uso de GNV

Según documentos de la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV) a diciembre de 2011 la subvención estatal a la gasolina tuvo una rebaja promedio de más de 28.959 millones de bolivianos, gracias a la conversión a GNV de los vehículos.

Los cálculos de esa instancia de Gobierno fueron realizados a base de un monto de 4,82 bolivianos por cada litro de gasolina que ya no se consume por el uso de GNV para el funcionamiento de los automóviles.

Hasta antes de mayo de 2011, el consumo promedio de gasolina por los 3.138 autos que fueron convertidos en el primer mes de ejecución del programa era de 1,6 millones de litros.

Para fines de ese mes la demanda se redujo a 147 mil litros; es decir hubo un ahorro de 1,5 millones de litros de combustible; ello se tradujo en un ahorro de 7,04 millones de bolivianos para las arcas del Estado.

Ya en diciembre, cuando se contaba con 15.030 vehículos convertidos, el Estado dejó de gastar cerca de 29 millones de bolivianos (aproximadamente 4,2 millones de dólares al tipo de cambio actual ) a cuenta del subsidio a los carburantes que en 2011 llegó a 663 millones de dólares, de los cuales 164 millones correspondían a la gasolina.

De acuerdo con informes del Ministerio de Economía, la subvención a los combustibles subió de 80 millones de dólares en 2005 a 380 millones en 2010.

Mientras que para la gestión 2012 se prevé que el subsidio al diésel, gasolina y Gas Licuado de Petróleo (GLP) llegará a 755 millones de dólares.

La EEC-GNV sostiene que el ahorro que significa para el sector del autotransporte el uso del gas en comparación al de la gasolina incide directamente en la escala de costos del pasaje del sector público; con el uso de este energético el pasaje llegaría a reducirse hasta en un 50%. El cambio del uso de gasolina a GNV es gratuito para los vehículos de transporte público y el Gobierno lleva adelante el proceso en coordinación con los sindicatos.

jueves, 23 de febrero de 2012

Crece demanda industrial de gas; YPFB promete aumentar envíos

Mientras aumenta la demanda de gas natural en el sector industrial en occidente, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos garantiza para abril un incremento en 70,8 millones de pies cúbicos diarios en el transporte del energético.

El informe especial publicado este mes por la estatal petrolera anuncia que las obras de expansión del Gasoducto Carrasco- Cochabamba -que dota de gas a Cochabamba, Oruro y La Paz- serán entregadas en abril y con ello crecerá su capacidad en 70,8 millones de pies cúbicos (de 49 millones a 120 millones).

Con ello, la subsidiaria encargada de la distribución de gas, YPFB Transporte, subirá este año la capacidad de entrega al total del mercado interno a 135,2 millones de pies, con una inversión de 187 millones de dólares.

Un comunicado reciente de la Cámara Nacional de Industrias alertó la preocupación del sector porque el suministro del energético “continúa en un nivel de riesgo en todos los centros de consumo del país, debido a la fragilidad de la capacidad de transporte respecto al crecimiento de la demanda de gas”.

De hecho, hace poco se informó desde Sucre que el parque industrial de Lajastambo consumirá hasta tres millones de pies de gas natural, casi un tercio más de lo que esa ciudad demandó en 2011.

De acuerdo a declaraciones del presidente de YPFB Transporte, Fernando Vincenti, del volumen transportado de gas natural al mercado interno “más del 51% se destina a la generación termoeléctrica y con la instalación de nuevas plantas eso también irá incrementándose”.

La CNI indica que entre los proyectos que requieren urgente atención están la ampliación del Gasoducto Villamontes-Tarija y del Gasoducto Al Altiplano, “cuya demanda se encuentra restringida hace siete años debido a su reducida capacidad, que pese a las ampliaciones , éstas siempre estuvieron retrasadas respecto al crecimiento de la demanda”.

El especialista en hidrocarburos Álvaro Ríos expresa que “hay una falta de planificación por parte del Gobierno no sólo en el transporte sino también en el tema eléctrico y en el cumplimiento de gas a Argentina. Las inversiones no están acompañando a la demanda, es muy probable que la ampliación, si se cumple a tiempo, resuelva el problema”.

El Estado debe hacer sus estudios de balance oferta-demanda de forma adelantada para hacer las inversiones de manera oportuna, explica Ríos.

En criterio del experto, el aumento en el transporte interno de gas a 135,2 millones de pies diarios en 2012 es una cantidad coherente, “si es que eso se cumple en las fechas que se dice, pero lo ponemos en entredicho porque hay problemas de gestión y técnicos”.

Gas domiciliario
Ducto virtual YPFB inició los estudios para la construcción y puesta en marcha del proyecto Gas Natural Licuado (GNL), denominado gasoducto virtual, que beneficiará a 25 poblaciones de La Paz, Santa Cruz, Beni, Pando, Oruro y Potosí.


GNL La nueva planta de GNL estará en Santa Cruz y se considera la mejor opción para llevar el energético a lugares donde no es económico tender gasoductos.


Proyecto Se instalarán redes de gas domiciliario en Desaguadero, Copacabana, Achacachi, Coroico, Caranavi, Challapata, Huanuni, Uncía, Llallagua, Siglo XX, Catavi, Tupiza, Uyuni y Villazón, entre otras poblaciones.


Domicilios Este año YPFB invertirá $us 111 millones en la instalación de 80.000 conexiones de gas domiciliario.

miércoles, 22 de febrero de 2012

YPFB prevé la perforación de 30 pozos exploratorios hasta el 2026

Así lo indica el Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB Corporación, mismo que señala que —de una producción promedio de 42 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas— se pretende satisfacer una demanda “por encima de 100 MMmcd”. Con este objetivo, el plan dividió la actividad exploratoria en dos fases.

La Fase Exploratoria A, de ejecución inmediata (hasta el 2015) consiste en la perforación de 10 pozos exploratorios con una inversión de “$us 379 millones”: Ingre (Petrobras); Sararenda (YPFB Andina); Itaguazurenda (YPFB Casa Matriz); Percheles, Carrasco, Vuelta Grande y El Dorado (YPFB Chaco); y Timboy, Lliquimuni e Iñau (YPFB Petroandina).

“Se prevé tener un éxito exploratorio del 30% con relación al potencial estimado de reserva. Se considera el supuesto de tres pozos exitosos, los cuales dan lugar a la perforación asociada de 10 pozos adicionales para el desarrollo de los campos”.

En función de los resultados positivos de esta fase, se requerirá de una inversión de “$us 804 millones” para tres plantas de tratamiento de gas, líneas de recolección, ductos, plantas de compresión y otras facilidades. “Con toda esta actividad se generaría un incremento promedio en la producción de 5 MMmcd”, cita el documento. Hasta el momento, sólo uno de los diez pozos exploratorios de esta fase fue concluido, aunque con resultados negativos: Ingre.

FASE B. La segunda fase (2016-2026) contempla la perforación de 20 pozos escogidos de una cartera de 56 prospectos con una inversión de “$us 713 millones”. Este portafolio de proyectos viene de convenios de estudio entre YPFB y otras petroleras (Chaco, Petroandina, GTLI, Pluspetrol, Gazprom y Total, entre otros).

“Se estima un éxito exploratorio de 20% en relación al total de campos explorados, con lo que se tendría el descubrimiento de cuatro campos (...) que incrementarían la producción de gas entre 5 y 30 MMmcd, y aproximadamente 27 mil Bbld (barriles día) de líquidos (...). Además, se espera alcanzar una reserva (adicional) de hidrocarburos estimada en 7,5 TCF (trillones de pies cúbicos)”.

Asociada a estos “éxitos exploratorios” se tiene la perforación de 22 pozos de desarrollo, la construcción de cuatro plantas de gas, líneas de recolección, otras facilidades y sísmica, lo cual requerirá una inversión de “$us 1.782 millones”, indican los datos.

El 19 de diciembre, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, anunció que hasta el 2020 se realizaría una inversión de “aproximadamente $us 1.800 millones” en tareas de exploración hidrocarburífera.

Según el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, el hallazgo de nuevas reservas toma de 7 a 10 años. “Hasta 2020, tenemos que tratar de duplicar las actuales reservas (9,94 TCF probadas) e inclusive llegar a 25 o 30 TCF hasta 2030”, expresó.

Piden otro ‘modelo’ DE CONTRATO

“Encarar los nuevos prospectos y proyectos exploratorios exige el establecimiento de un nuevo modelo de contrato, tomando en cuenta las características y condiciones de la exploración, así como el derecho propietario de los hidrocarburos producidos y la titularidad de YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) sobre dicha propiedad, de tal manera que se promueva un proceso intensivo de exploración en todo el país”, indica el Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB Corporación.

Asosur ratifica que venderá gasolina a motos sin placas

La Asociación de Surtidores de Bolivia (Asosur) ratificó este lunes su decisión de proceder a la venta de combustible a las motocicletas que carecen de placa de control en caso que el Servicio Nacional de Impuestos (SIN) así lo instruya, particularmente en lo que se refiere al oriente del país.

La gerente regional de la Asociación de Surtidores de La Paz (Asosur), Dolly Villarroel, en contacto con ANF señaló que "si existe la instrucción de vender a las motocicletas con cédula de identidad, las estaciones de servicio obedecerán la resolución normativa de directorio del SIN".

La pasada semana, Santa Cruz se vio afectado en su transitabilidad, puesto que por lo menos un millar de propietarios de motocicletas en ese departamento, así como en el Beni, bloquearon diferentes arterias.

Surtidores venden gas, pero no tienen ni una gota de gasolina en Cochabamba

Al menos 10 surtidores de Cercado, que visitó Opinión en las primeras horas de la mañana, no tienen ni una gota de gasolina desde ayer en la tarde.
La administradora de la Asociación de Propietarios de Surtidores de Cochabamba (Asespri), Claudia Guzmán, informó hoy a Opinion que la distribución de combustibles de parte Yacimientos Petróliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es normal en el departamento, pero que la alta demanda de la gasolina, durante el fin de semana, acabó con las reservas que disponían los surtidores.
Guzmán dijo que se espera que la venta de gasolina se normalice para esta tarde.

martes, 21 de febrero de 2012

El precio del barril llegó a un máximo de $us 120

Los precios del petróleo estaban en alza ayer al término de los intercambios europeos, tras alcanzar máximos niveles en nueve meses por la suspensión de la venta de crudo de Irán a Francia y Reino Unido, una decisión simbólica pero que alimenta el nerviosismo en el mercado. El barril de Brent del mar del Norte para entrega en abril valía 120,14 dólares, en alza de 56 centavos respecto al cierre del viernes. En el New York Mercantile Exchange (Nymex), el barril de “light sweet crude” (WTI) para entrega en marzo subía 1,84 dólares a $us 105,08.

El Brent subió a 121,15 dólares al iniciarse los intercambios asiáticos y el WTI llegó a $us 105,44, niveles inéditos desde el 5 de mayo de 2011. “Los operadores digieren la nueva escalada de tensiones entre Irán y Occidente, tras la decisión de Teherán de suspender sus ventas de crudo a Francia y Reino Unido”, explicaban los analistas de JBC Energy.

La UE es capaz de hacer frente a un cese de suministro de petróleo, indicó un portavoz de la jefa de la diplomacia de la UE, Catherine Ashton. “En términos de seguridad inmediata de reservas, la UE tiene un buen suministro de petróleo y de productos petroleros para hacer frente a un eventual cese de las entregas”, aseguró Sébastien Brabant. Irán amenazó con suspender venta de crudo a Francia e Inglaterra.

lunes, 20 de febrero de 2012

YPFB Andina invirtió 80% del monto programado para 2011

Las inversiones de YPFB Andina en la gestión 2011 alcanzaron un histórico de 206 millones de dólares, 34% más que el año anterior y con una ejecución que alcanzó a un 80% del presupuesto establecido en el plan anual de la compañía para sus operaciones.

En los últimos tres años, YPFB Andina invirtió $us 425 millones, monto que expresa los esfuerzos que realiza la compañía por incrementar los volúmenes de producción y sus reservas, según señala el informe institucional.

La subsidiaria de YPFB Corporación presupuestó, en la gestión pasada, una inversión total de $us 257 millones en actividades de desarrollo, exploración, instalaciones y facilidades, monto del cual ejecutó 206 millones en áreas operadas y no operadas.

“Ha sido una gestión satisfactoria porque ejecutamos la mayor inversión de la última década en YPFB Andina, pero además alcanzamos un alto nivel de eficiencia que revela nuestro claro compromiso para incrementar nuestros volúmenes de producción y nuestras reservas”, afirmó Luis Fernando Arellano, gerente de planeamiento y control de gestión de la empresa petrolera que opera en el país.

El ejecutivo agregó que en la gestión se consiguió un ahorro de $us 15 millones durante la ejecución de proyectos, con lo que, descontando del Plan Anual (PA), el índice de eficiencia presupuestaria alcanza al 86%, una cifra superior a la ejecutada por empresas del sector. Inversión. El informe revela que la inversión se destinó principalmente a actividades de desarrollo con la perforación de 11 pozos y la intervención de otros seis; además de labores de exploración con tres pozos perforados, entre los que destaca el pozo Sararenda X-1 y el incremento de capacidad de proceso en este campo.

De la totalidad del presupuesto para ejecución, el 59% (alrededor de $us 121 millones) fue destinado a campos operados y el 41% restante ($us 85 millones) a campos no operados que corresponden a San Alberto y San Antonio, de los que YPFB Andina es socia con una participación del 50%.

Arellano indicó que desde la adecuación de la compañía a la nueva normativa legal y operativa, en noviembre de 2008, el mismo que dio lugar al modelo de cogestión público-privada entre YPFB y Repsol YPF-Bolivia, la inversión ha superado los $us 425 millones.

“La cifra muestra el arduo trabajo que estamos desarrollando para producir mayores volúmenes de hidrocarburos e incrementar las reservas bolivianas para garantizar la provisión a los mercados externos e internos. Este 2012 vamos a mantener el ritmo de inversión y avizoramos la culminación de varios proyectos de desarrollo y exploración que estamos llevando a cabo”, acotó la autoridad.

YPFB Andina S.A. es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación, dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, esta empresa es socia mayoritaria de los campos San Antonio y San Alberto, que en conjunto aportan aproximadamente el 60% de la producción de gas natural del país.

De acuerdo con los informes de la entidad petrolera, las inversiones totales en el sector para el período 2009-2015 ascienden a $us 11.292 millones, de los cuales $us 7.561 millones serán facilitados por YPFB.

Además, señala que YPFB Corporación puede contar con $us 1.000 millones para financiar varios proyectos de la cadena productiva de hidrocarburos. El Plan de Inversiones de YPFB Corporación da prioridad al desarrollo de las actividades de explotación y exploración de los hidrocarburos.

Conexiones de gas a domicilio

Proyección Con relación al cambio de la matriz energética, a través de la masificación de la utilización del gas natural, YPFB informa que se proyecta implementar 900.000 conexiones de gas domiciliario en el periodo 2010-2015, para incrementar la calidad de vida.

Argentina suspende pagos por importar gas natural a Bolivia

El diario Clarín anuncia que desde el 1 de enero, el país no recibió los importes por la venta del energético.

Un informe del diario argentino Clarín, reproducido por el portal iprofesional.com, da cuenta de que la Secretaría de Comercio Interior de Argentina dispuso la suspensión de pagos a Bolivia por la compra de gas natural.
La medida responde a una política de control de todas las importaciones, medida que afecta a varias empresas asentadas en el vecino país.
El caso boliviano. Según el reporte, “en lo que va de 2012, no se habría liquidado ningún pago a Bolivia por el gas que inyecta en el norte la petrolera YPFB”, perteneciente al Estado.
Los envíos oscilan entre los 8,8 y 10 millones de metros cúbicos diarios. El precio del gas boliviano llega a 10,7 dólares por millón de unidades térmicas británicas o BTU, lo que genera un ingreso aproximado de 1.600 millones de dólares anuales para las arcas de Bolivia.
La publicación electrónica da cuenta de que “si bien por ahora no hubo un reclamo formal, lo más probable es que Bolivia comience a plantear sus quejas a partir de marzo si es que no se regularizan los pagos”.
Otros afectados. La Secretaría de Comercio Interior de Argentina es dirigida por Guillermo Moreno, un político que gozó de la confianza de Néstor Kirchner y mantiene la de su viuda, la actual presidenta argentina, Cristina Fernández.
Las afectadas por la disposición de Moreno fueron la petrolera venezolana PDVSA, así como las comercializadoras internacionales Glencore y Vittol.
Iprofesional.com informa, con base en datos de Clarín que, “ante los reclamos de los proveedores, la respuesta oficial fue una promesa de pronta normalización de los pagos”.
La versión oficial da cuenta de que las facturas serán cubiertas desde principios de marzo.
Argentina se provee de gas natural tanto de Bolivia como de Angola, que ejecuta un programa similar al planificado hace una década por el país.
El proveedor africano. El gas angoleño licua en una planta antes de ser embarcado con rumbo a puertos argentinos y es licuado nuevamente en una planta construida en Argentina especialmente para el efecto.
Sin embargo, el informe señala que el energético procedente de esa nación africana es más pesado y de menor calidad que el requerido por Enarsa, la estatal energética del vecino del país, para la unidad regasificadora de Bahía Blanca.
Además, Angola estará en condiciones de proveer el volumen requerido por Argentina a partir de junio y con una flotilla de cuatro buque-tanques, cuya capacidad de transporte no es suficiente para satisfacer la demanda que generarán los argentinos durante el segundo semestre de este año, por lo que se esperan problemas.

28 cargas de gas natural requiere Argentina para cubrir su demanda energética para este año.

El peronista Guillermo Moreno, quien dispuso la suspensión de pagos por importaciones, se vio involucrado en un incidente al haber exigido al Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), informes de las empresas encuestadas para establecer el índice de la inflación. La Directora de esa entidad se negó, bajo el argumento de que esa información es confidencial, pero tiempo después, fue sugestivamente exonerada de sus funciones.

viernes, 17 de febrero de 2012

Inauguran hoy gas domiciliario en Tarija Cancha Sur y Calama

on el objetivo de inaugurar el servicio de gas domiciliario en las comunidades de Tarija Cancha Sur y Calama, funcionarios de la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas) y de la Gobernación se harán presentes en la zona, para dar inicio al proyecto que beneficiará a 45 familias. El proyecto implica la acometida de 4.500 metros de longitud de red secundaria, 45 instalaciones internas para 45 beneficiarios. El precio de la obra civil demandó 81 mil bolivianos y el de las instalaciones internas 107.668 bolivianos, mientras que para los equipos de regulación y acometida se destinó 45.445,4 bolivianos, sumando un total de 691.129,4 bolivianos.
La primera actividad de la temporada por parte de Emtagas se llevará adelante hoy, cuando se proceda a inaugurar nuevas instalaciones (red secundaria) de gas natural domiciliario, en las localidades de Tarija Cancha Sur y La Calama, toda vez que este es un proyecto que se inició en agosto de la gestión pasada, y ahora se encuentra en la etapa de culminación.
Cabe mencionar que cerca de medio centenar de familias contarán ahora con el servicio de gas natural domiciliario, ocasión para la que se invirtió alrededor de 691 mil bolivianos. De la misma manera, se debe puntualizar que para llevar dicho servicio a las poblaciones ya mencionadas, se efectuó la excavación para la instalación de red secundaria, luego proceder a instalar las acometidas correspondientes y habilitar el servicio en cada uno de los domicilios.
Para el gerente general de Emtagas, Alejandro Gallardo, esta labor tiene una connotación muy importante, pues se va llegando con el servicio de gas natural a más poblaciones en el departamento, siendo éste uno de los objetivos de la empresa. “Próximamente zonas se llegará a zonas como San Blas y Torrecillas con del gas natural domiciliario”, adelantó.

En enero, Tarija recibió $us 44.9 millones por la renta petrolera

En el primer mes de la gestión 2012, el Estado boliviano recibió 240 millones de dólares por concepto de Regalías, Participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). Así lo informó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), al indicar que al departamento de Tarija se desembolsó 44.9 millones de dólares.

Según el boletín de prensa de la estatal petrolera, la recaudación por la comercialización de los hidrocarburos supera en 58 por ciento a la alcanzada en enero de 2011, cuando la estatal petrolera depositó en cuentas fiscales 152 millones de dólares.

“Este año se invertirá 2.050 millones de dólares, se obtendrá mayor producción y en consecuencia, la renta petrolera será superior como se puede advertir en el primer mes del año. El Gobierno Nacional, a través de las instancias correspondientes, entrega esos recursos para el beneficio de toda la población boliviana”, señaló el presidente ejecutivo de YPFB, Carlos Villegas.

El aumento en las recaudaciones tributarias, según Villegas, es gracias al incremento de la demanda de volúmenes de gas natural de Argentina y Brasil, así como al ajuste trimestral de los precios de exportación del energético en función a la cotización del crudo internacional de referencia (WTI).

El monto pagado en enero de este año, corresponde a la producción de octubre, noviembre y diciembre de la gestión 2011.

Del monto total, 34,2 millones se depositaron en cuentas bancarias del Tesoro General del Estado (TGE) y se transfirió 137,2 millones de dólares por concepto del IDH. Además, los recursos de la renta petrolera fueron depositados en cuentas de las Gobernaciones de los departamentos productores de hidrocarburos.

El mayor monto por regalías corresponde al departamento de Tarija con 44,9 millones de dólares, región donde se encuentran los principales megacampos gasíferos del país.

El segundo mayor monto corresponde a la Gobernación de Santa Cruz con 12,5 millones; entre tanto Cochabamba percibió 3,3 millones y la Gobernación de Chuquisaca 1,9 millones de dólares por ese mismo concepto.



losDATOS

El monto pagado en enero corresponde a la producción de octubre, noviembre y diciembre

El Estado boliviano recibió 240 millones de dólares por concepto de Regalías e IDH

INGRESOS PETROLEROS Beni recibió más recursos que Cochabamba y Chuquisaca

Beni se beneficia con mayores ingresos, por regalía compensatoria, que Chuquisaca y Cochabamba, que son departamentos productores de hidrocarburos, de acuerdo con los datos divulgados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

En enero, Chuquisaca percibió 1,9 millones de dólares por regalías como departamento productor. En tanto que Pando también recibió 1,9 millones, a pesar de que sólo recibe un tercio de uno por ciento de la regalías compensatoria.

Beni se beneficio con 3,8 millones de dólares, aun cuando no es departamento productor. En tanto que Cochabamba sólo con 3,3 millones, es decir, medio millón menos que el departamento que no produce hidrocarburos.

La regalía compensatoria de 1 por ciento del total producido, sumó 5,7 millones de dólares, monto que es compartido entre Beni, que recibe dos tercios, y Pando con el resto.

Esperan licencia ambiental para GVT

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, informó que espera obtener la licencia ambiental para la ampliación del Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT) hoy después de suscribir un acuerdo con la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) Itika Guasu.

"Esperamos concluir hasta el día viernes ya todo el trámite y obtención de la licencia ambiental, esto nos va a permitir que la empresa YPFB Transporte proceda con la firma de los contratos que ya estaban preadjudicados", explicó.

Sosa recordó que el acuerdo con la APG se suscribió después de dos años de negociaciones, el mismo que establece que "el Pueblo Guaraní Itika Guasu no opone ningún tipo de problemas" a ese proyecto importante. Según el Ministerio de Hidrocarburos, actualmente el GVT tiene 4 pulgadas de diámetro. La población tarijeña corría riesgo de ser desabastecida de gas./

YPFB impulsa gasoducto virtual, llegará a 25 regiones

El directorio de YPFB Corporación autorizó el proceso de contratación de la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha del proyecto Gas Natural Licuado (GNL), conocido como gasoducto virtual, que beneficiará al menos a 25 poblaciones de La Paz, Santa Cruz, Beni, Pando, Oruro y Potosí.

La petrolera estatal encara el uso de tecnología para la nueva planta de GNL que estará ubicará en Santa Cruz, junto a la planta de separación de líquidos de Río Grande.

La empresa española Mira Tecnología ofreció ayer una explicación en detalle de la ingeniería básica extendida del mencionado proyecto. “Éste es un proyecto sobre todo de impacto social”, según YPFB.

El GNL es el gas natural procesado a bajas temperaturas para ser transportado en estado líquido con cisternas especiales.

Se trata de la mejor opción para llevar el energético a sitios apartados, donde no es económico tender gasoductos.

Mediante la tecnología, el GNL es transportado como líquido a presión atmosférica y a unos -162 °C; la licuefacción reduce en 600 veces su volumen, lo cual facilita su transporte.

El proyecto se ejecutará en las poblaciones de Desaguadero, Copacabana, Achacachi, Coroico y Caranavi, donde se instalarán en forma paralela redes de gas domiciliario.

Además, abarcará a Challapata y Huanuni, Uncía, Llallagua, Siglo XX, Catavi, Tupiza, Uyuni y Villazón (Potosí). También Riberalta, Guayaramerín, San Borja, Rurrenabaque, Santa Ana de Yacuma, San Ignacio de Moxos, entre otras poblaciones.

miércoles, 15 de febrero de 2012

Desarrollo hidrocarburífero es prioridad de YPFB-Andina

El gerente General de la petrolera nacionalizada YPFB-Andina, Mario Arenas, aseguró que la inversión de la petrolera estatal se centra en el desarrollo de los campos en explotación. En este año se asignó $us 158 millones para esta actividad y $us 33,64 millones para la búsqueda de reservas.

El representante de la petrolera estatal, afirmó que está garantizada la inversión programada para la explotación en este año, sin embargo, las estimadas para la exploración están supeditadas a los resultados de la perforación exploratoria en Sararenda X1.

Con relación a las perforaciones exploratorias del Sararenda X1, de ser positivas, dará inicio al proceso de sísmica y la planta de tratamiento del gas y perforación de más pozos. Adelantó que los trabajos son desarrollados con cautela, siempre con la perspectiva de encontrar nuevas reservas.

Un informe de YPFB señala que las inversiones de YPFB-Andina para el presente año ascienden a $us 191,3 millones, de donde 33,64 millones serán destinados a la exploración y el resto a las operaciones de explotación.

El financiamiento para la búsqueda de reservas está destinado, principalmente, a la perforación de los pozos Río Grande 83 y 84, y el Sirari 20.

YPFB-Andina se ha puesto como meta la perforación exploratoria en el pozo Sararenda X1. Este trabajo fue iniciado en diciembre del 2010 y su conclusión estaba programada para junio del 2011, plazo que no pudo ser cumplido.

En Tarija tildan de provocación firma de contrato para estudio de Margarita

El comité pro intereses del departamento de Tarija calificó ayer como una “actitud provocativa” la firma del contrato entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la firma estadounidense Gaffney, Cline and Associates para el estudio de conexión entre los campos Margarita y Huacaya.

Tarija protagonizó en enero un contundente paro cívico de ocho días con el que rechazó la contratación de Gaffney, pero la medida fue suspendida cuando se acordó con el Ejecutivo que la Gobernación de Tarija pudiera contratar a una empresa para hacer un estudio paralelo sobre la eventual conectividad entre los dos campos gasíferos en el sur del país.

“En relación a la firma debemos indicar claramente que rechazamos esta actitud del Gobierno, una actitud provocativa que va a dañar a la economía del departamento de Tarija. Nosotros no vamos a reconocer lo que diga esta empresa”, afirmó el presidente de la entidad cívica, Wálter Mogro en declaraciones a radio Panamericana.

Asimismo el líder cívico anunció que las instituciones de la región continuarán con todas las acciones legales y técnicas para demostrar la parcialización de YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos con la región de Chuquisaca. “Creemos que Gaffney es una empresa irresponsable, que no tiene credibilidad ni seriedad. No entendemos cómo el Gobierno puede dar credibilidad a una empresa irresponsable y corrupta”, precisó.

El pasado lunes, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, firmó el contrato con César Guzzetti, gerente general de Gaffney, Cline and Associates, para el estudio del campo Margarita.

El diputado opositor Roy Moron anunció querellas penales contra Villegas, el ministro Sosa y Guzzetti, por la firma del contrato y pidió su paralización.

David Sánchez, senador del MAS por Chuquisaca, indicó que el estudio permitirá contar con datos exactos y si es el caso demandar el pago de regalías con retroactividad a la región.

El 10% del IDH destinado para seguridad ciudadana

La II Cumbre Nacional de Seguridad Ciudadana concluyó ayer en el hotel Los Parrales, de Tarija, con la formulación y puesta en marcha del anteproyecto de Ley de Seguridad Ciudadana en Bolivia.

"A partir de las sugerencias realizadas y de ajustes, el anteproyecto debe ser enviado a la Asamblea Legislativa Plurinacional para su respectiva sanción y posterior promulgación", informó el ministro de Gobierno, Carlos Romero.

El anteproyecto se sostiene en 3 líneas matrices: la Policía, prevención y educación y financiamiento del dispositivo.

Fue Romero quien al final de la Cumbre dio lectura al documento titulado Acuerdos Interinstitucionales y Sociales de la II Cumbre de Seguridad Ciudadana.

10% del IDH para seguridad ciudadana. En la segunda mesa de trabajo, sobre el fortalecimiento de la Policía Boliviana, se estableció que los gobiernos autónomos departamentales dotarán 10% de recursos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) para seguridad ciudadana.

Los gobiernos municipales con poblaciones mayores a 50.000 habitantes asignarán un 10% de los recursos del IDH y los que tienen menos de esa cantidad, otorgarán el 5%.

El alcalde de la ciudad de Tarija, Óscar Montes, explicó que los recursos buscarán fortalecer a la Policía y las políticas de seguridad, a través del recorte del 10 por ciento de los Impuestos Directos a los Hidrocarburos (IDH) que se ha planteado en el evento de seguridad ciudadana. La Policía será la encargada de administrar esos recortes.

Objetivo: disminuir los índices de inseguridad. En la primera mesa de trabajo, sobre el fortalecimiento del sistema normativo, se analizó y ajustó el anteproyecto de Ley de Seguridad Ciudadana para que pueda seguir los trámites para su sanción y promulgación.

En esta mesa se estableció que el Ministerio de Gobierno, la Policía, gobernaciones, los municipios, Fuerzas Armadas y la sociedad civil organizada se comprometen a trabajar conjuntamente para disminuir los índices de inseguridad ciudadana para vivir seguros.

Prevención y educación. En la tercera mesa, sobre prevención y educación, se definió impulsar interinstitucionalmente la inclusión de la seguridad ciudadana en el currículo educativo a nivel nacional. Asimismo, realizar trabajos de prevención para poblaciones de alto riesgo, como pandillas juveniles y estudiantes.

Detalles
En Pando se realizará la tercera Cumbre para evaluar avances

Tercera. El director de Seguridad Ciudadana de la Gobernación de Tarija, Adhemar Cardozo, informó que la tercera Cumbre Nacional de Seguridad Ciudadana ha sido pautada para septiembre que viene en Pando, donde se evaluarán los avances de la reunión de Tarija.

Objetivo. "El objetivo de una cumbre es fortalecer el sistema de las políticas de Estado en materia de seguridad ciudadana a través del análisis de los alcances logrados y las dificultades presentadas, planteando acciones a corto, mediano y largo plazo", explicó el ministro de Gobierno.

lunes, 13 de febrero de 2012

Hidrocarburos Certificación de reservas petroleras sería bianual

La certificación de reservas hidrocarburíferas sería bianual. Ese es uno de los cambios en la nueva ley sectorial, aunque se mantendrá el requisito de que sea una firma especializada internacional la encargada de la valuación.

Su importancia. El viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, destacó la importancia de la certificación de los volúmenes de hidrocarburos existentes en los depósitos naturales, para salir al exterior y mostrar estos números. La certificación debe realizarse periódicamente, porque si hay nuevos descubrimientos deben incluirse los volúmenes y, además, al explotarlas, entonces se consumen los recursos y el país requiere saber con qué cuenta.

YPFB contactará a la certificadora. De todas maneras, aseguró, el proceso de contratación, los plazos y los costos los determinará Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), porque es la encargada de la contratación de la certificadora.

La certificación podría ser cada dos años, pero con la libertad de que se lo realice cuando se añadan nuevos descubrimientos, pues, "vale la pena que sea un poco abierto y no precisamente a fin de año"

Cambios en la nueva Ley de Hidrocarburos Certificación de reservas puede ser bianual

La certificación de reservas hidrocarburíferas sería bianual. Ese es uno de los cambios en la nueva ley sectorial, aunque se mantendrá el requisito de que sea una firma especializada internacional la encargada de la valuación.

Así señaló el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, a tiempo de destacar la importancia de la certificación de los volúmenes de hidrocarburos existentes en los depósitos naturales, para salir al exterior y mostrar estos números.

Periodicidad. La certificación debe realizarse periódicamente, porque si hay nuevos descubrimientos deben incluirse los volúmenes y, además, al explotarlas, entonces se consumen los recursos y el país requiere saber con qué cuenta.

De todas maneras, aseguró, el proceso de contratación, los plazos y los costos los determinará Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), porque es la encargada de la contratación de la certificadora.

La certificación podría ser cada dos años, pero con la libertad de que se lo realice cuando se añadan nuevos descubrimientos, pues, "vale la pena que sea un poco abierto y no precisamente a fin de año".

Procesos. En opinión del viceministro, la certificación de las reservas de hidrocarburos debe ser "cuando se lo requiera" y convenga, pero "mínimo cada dos años". Si se descubre un reservorio en enero, entonces "nos conviene certificar en agosto".

Respecto de la importancia y necesidad de contar con esta certificación, Alarcón explica que "todos los negocios, todas las actividades que tiene el país sobre todo referente internacional", deben estar avalados "para saber qué podemos ofrecer a los mercados" potenciales.

Además, como país se requiere contar con los datos de la certificación, debido a que con estos se delinean los proyectos de inversión como gasoductos y otras líneas de transporte y la industrialización.

Cifras. Las reservas de gas natural, certificadas al 31 de diciembre del 2009, están en 9,94 trillones de pies cúbicos y 465 millones de barriles de líquidos.

Si bien YPFB tiene su cuantificación de las reservas, pero la certificación tiene que ser por una firma especializada.

GAS
Analistas estiman que las reservas no alcanzarán más de 10 años

Análisis. Las reservas probadas de gas natural, que según la certificación de ryder scott, son 9,94 tcf, alcanzan “escasamente” para cumplir con los compromisos por diez años, aseguró el analista hugo del granado.

Para el ex superintendente de hidrocarburos, hugo de la fuente, todo dependerá de las inversiones para que las reservas probables, que son 13,6 tcf, según el estudio, se confirmen.

Antecedentes y justificación. En 2004, bolivia tenía reservas de 24,6 tcf, que la ubicaban en el segundo lugar detrás de venezuela en la región. Sin embargo, en 2005 caen a 12,1 tcf.

Las autoridades justificaron el nivel de reservas como las reales debido a que en el pasado las petroleras que tenían el control de los hidrocarburos inflaron las mismas.

Diesel: la importación supera la producción

Que Bolivia importe diesel no es novedad, pero el año pasado además las compras del exterior superaron a la producción nacional. En la gestión pasada ingresó a Bolivia un total de 4.272 millones de Barriles Equivalentes a Petróleo (BEP unidad térmica) y solo se produjo 4.185 millones de BEP del combustible. Según los datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y como se muestra en el gráfico, hasta 2006 la producción aportaba con el 60% al mercado nacional, mientras que la importación era del 40%. A partir del año 2008 la producción comenzó a decaer.

Este año 2012, el país importará diesel con un costo de 6.129,2 millones de bolivianos (880 millones de dólares al tipo de cambio actual), es decir que el valor subirá en 340 millones de dólares respecto a 2011.

El presidente de YPFB, Carlos Villegas, explicó que “por la venta en mercado interno a precios vigentes se van a recuperar 2.592,1 millones de bolivianos (372,4 millones de dólares); es decir, habrá una subvención total de 3.537,1 millones de bolivianos (508,2 millones de dólares)”. El 2011 se presupuestó $us 458 millones.

Ante esta demanda creciente Villegas anunció que existen dos proyectos en etapa de estudio para enfrentar la provisión. Estos incluyen la construcción de una nueva refinería con petróleo importado y el plan de transformación de gas en líquidos, el denominado GTL. “Dos empresas hacen los estudios para que nos expliquen si es pertinente la inversión en GTL; cuando tengamos los resultados sabremos la ruta crítica a seguir para producir GTL o instalar una nueva refinería, mientras tanto vamos a seguir importando diesel”, indicó Villegas.

Ingreso de combustible al mercado. Las cifras del Instituto Nacional de Estadística INE, indican que se importaron durante 2011 a través de la vía pluvial un volumen de 40.951.072 kilogramos (kg), mientras que por tierra llegaron 692.730.062 kg del carburante. El valor de estos volúmenes dan una sumatoria de 752.907.322 kg en peso bruto, lo que significaron 668.815.109 dólares.

Según la información publicada por YPFB las fuentes de importación son PDVSA Oriente, PDVSA Sur, PDVSA Occidente ILO, PDVSA Occidente Arica, TRAFIGURA, Petrobras, VITOL, COPEC, SHELL y TRAFIGURA SUR. En 2009 se importaba a un precio de 78.60 $us/m3. En 2011 se importó a 131 $us/m3, informó el investigador del área de hidrocarburos del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), Juan Carlos Guzmán.

Los puertos y zonas fronterizas por donde ingresa el combustible son Amazonas-Cobija-Guayaramerín, Desaguadero, Antofagasta-Ollague-Uyuni, Arica-Charana-Tambo Quemado, Corumbá-Puerto Suárez que llega a través de barcazas; Pocitos-Yacuiba que llegan por medio de la red ferroviaria. Otro lugar por donde llega el combustible es Orán-Bermejo.

La frontera por donde llega el mayor volumen de diesel al país es por Desaguadero, por donde ingresan 205.805.101 kg en peso bruto que equivalen a 171.341.114 de dólares. Le sigue Pocitos Argentino con una cifra de 118.458.914 de dólares.

Entre tanto, la frontera por donde menor volumen de carburante ingresa es la zona de Bermejo, con 12.131.69 de dólares.
Todas estas cifras fueron arrojadas en la actividad del año 2011.

Caída de la producción. El problema de las importaciones de diesel se genera por un desequilibrio entre la comercialización y la producción nacional y, por tanto, cualquier medida debiera atender tanto a la producción como a la demanda, dijo el investigador del Cedla, Juan Carlos Guzmán.

Sobre el gráfico dijo que entre 2008 y 2009 hay una caída de 1 millón de BEP de diesel. "El Gobierno no ha dado una explicación sobre esta caída en la producción de diesel. Sería necesario que YPFB informe a la población sobre las razones de esta caída", sostuvo.

Las importación de diesel que ingresa en una cadena de comercialización que no recupera todos los costos, es decir, está subvencionada desde el Estado, le afecta directamente al equilibrio fiscal del país. Ahora bien, analizó Guzmán, dentro del equilibrio fiscal las subvenciones a los combustibles no son la primera cuenta. "Hay otras cuentas que son muy importantes y que también deben ser adecuadamente administradas. Todo dependerá de la eficacia de la planificación gubernamental", dijo.

Especificaciones del crudo. El analista energético Álvaro Ríos, de su lado indicó que la producción de diesel está decayendo en el país porque se está dejando de explorar para encontrar petróleo. Solo se está buscando gas y el líquido asociado no es el adecuado para que las refinerías puedan procesarlo, debido a que falta tecnología.

"La producción de crudo pesado en Bolivia está en declinación desde hace varios años. Con estos líquidos que se tienen y con la tecnología que hay en estas plantas refineras, no es posible producir más cantidad de diesel, por eso es que se incrementó la importación de este carburante porque de los crudos no son adecuados", manifestó. Las especificaciones del crudo más pesado que se explota en el país es arriba de los 18 grados API y éstos deben ser más pesados para extraer el diesel.

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano de Petróleo), que diferencia las calidades del crudo.

Costos. En Bolivia, el costo de producción de un barril de crudo es de aproximadamente $us 60, pero el precio que se paga en el mercado interno es de $us 27,11. De este monto, los operadores reciben $us 10,29 como utilidad, según informó en un estudio el Cedla.

El departamento con mayor producción de hidrocarburos líquidos es Tarija, que a septiembre de 2011 muestra un incremento en su participación en la producción total de hidrocarburos líquidos en 1,10% respecto al mismo período de 2010.

Bernardo Prado
'Otra opción es cambiar de matriz energética'

Incentivos. Mientras no se produzca más crudo en Bolivia, las refinerías no podrán producir más diesel, una primera medida sería entonces establecer los mecanismos que incentiven la mayor producción de crudo en el país.

Sin embargo, para reducir las importaciones y por ende los montos destinados al subsidio del diesel no basta con producir más crudo, se debe también trabajar en el cambio de la matriz energética, esto es permitir que quienes demandan diesel tengan la alternativa de utilizar gas natural para sustituir el combustible subvencionado mediante la conversión de los motorizados a GNV o convirtiendo el gas natural en diesel (gas to liquid o GTL).

Importación. Esta cifra de ingresar diesel del mercado extranjero puede variar cuando la producción interna sea capaz de abastecer la demanda en volúmenes superiores al importado. Dicho de otra manera, cuando Bolivia produzca diesel en volúmenes que le permitan reducir la dependencia del combustible importado.

Como van las cosas llegará un momento en que la subvención será simple y llanamente insostenible para las arcas del Estado. Año tras año crece la demanda de diesel pero ese crecimiento no es acompañado por la producción interna, por ese motivo se debe importar cada vez más para mantener un equilibrio entre la oferta y la demanda, caso contrario se presentaría un escenario de desabastecimiento.

Plan de conversiones. La estatal YPFB lanzó un plan de conversión a GNV, sin embargo en Santa Cruz no tuvo el éxito esperado, según manifestaron los mismos talleres de conversión y algunos transportistas.

El pasado año se lanzó en septiembre el primer programa de conversión gratuita que prioriza al autotransporte público, consignando 4.500 beneficiarios, entre microbuses, minibuses y taxis. Del total, en La Paz la oferta estipula 3.700 beneficiarios. Cochabamba 400, Oruro 300 y Sucre 100.

El gerente nacional de Redes de Gas y Ductos, Óscar López expresó su esperanza porque los choferes acudan masivamente a los más de 70 talleres habilitados en todo el país, prestos a realizar la transformación mecánica.
La conversión a GNV rige en el país en el marco del Decreto Supremo No. 0247 de 12 de agosto de 2009 que regula el funcionamiento, utilización y administración del los fondos, a través del Comité Técnico Operativo.


"Las refinerías necesitan tecnología para procesar los crudos que se producen en Bolivia, que son livianos. Es necesario también explorar para encontrar crudo y no solo gas ".

Álvaro Ríos

Analista

"El gobierno no ha dado una explicación sobre la caída en la producción de diesel. Sería necesario que YPFB informe a la población sobre las razones, no hay datos sobre la calidad de crudo y su aprovechamiento".

Juan Carlos Guzmán
Investigador del Cedla

domingo, 12 de febrero de 2012

La venta de GLP nacional es buen negocio

El comerciante tiene buen ojo y sabe qué productos se requieren en uno y otro de la frontera. Por supuesto que la venta de garrafas con gas licuado de petróleo (GLP), sigue siendo un buen negocio para quienes llevan este producto de Bolivia a Perú.

Quienes conocen el tema de comercio señalan que los productos básicos de primera necesidad son muchos, especialmente los artículos de la canasta básica, pero si hay un producto estrella es el GLP, que es ofrecido en las calles peruanas, como lo verificó EL DIARIO. Es fácil identificar este producto por el color del envase.

Una garrafa de GLP en el mercado nacional tiene un valor de Bs 280 bolivianos (envase y gas licuado); este mismo producto en el lado peruano tiene un costo que oscila entre Bs 350 y 380. En otras tiendas se vende a 150 soles y si uno busca puede encontrar hasta en 135 soles. En este momento el cambio es Bs 2,57 por cada sol. Los que conocen el negocio saben que por cada garrafa se gana cerca de Bs 150. Negocio nada despreciable.

En nuestro recorrido por la avenida Desaguadero del lado peruano vimos negocios con estas garrafas, lo mismo en la plaza denominada coronel Francisco de Bolognesi, Litoral, Junín entre otras, donde los comerciantes peruanos ofrecen de 8 a 30 garrafas de GLP boliviano que copan 90% de las garrafas con envase amarillo y el resto son garrafas peruanas de color azul, morado y celeste.

Para Francisca H, la venta de GLP peruano no es un buen negocio, porque le deja un margen pequeño de superávit. La gran demanda está en las poblaciones rurales de Puno y Llica. El negocio está en la adquisición del GLP boliviano que llega vía “Playa Azul” y se traslada en botes desde el lado boliviano en horas de la noche. Los únicos cómplices son los que ven la operación y callan, los que conocen y no dicen nada.

“Cuando hay fiesta o es de noche es cuando recibimos y lo vendemos hasta en 150 soles, dependiendo de la demanda, en las áreas rurales, que son quienes compran más GLP”, cuenta sin dar muchas vueltas sobre el tema.

Las garrafas bolivianas incluso pueden llegar del puente internacional de control, donde supuestamente funcionarios de Aduana Nacional, de Migración y la propia Policía, ejercen control, pero la falta de personal impide ver este contrabando durante las 24 horas del día. Ocurre que quienes deben realizar control se quedan al interior de sus oficinas sin percatarse la salida de productos de primera necesidad del lado boliviano.

sábado, 11 de febrero de 2012

YPFB cerró en 2011 con una deuda de $us 422,59 millones

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) terminó la gestión anterior con una deuda de $us 422,59 millones, de los cuales el 94,3% corresponde a obligaciones con PDVSA por la compra de diésel. Este año, la estatal destinará $us 508,2 millones a la internación del carburante.
De acuerdo con el informe del Estado de la Deuda Pública Externa de Bolivia de Mediano y Largo Plazo publicado por el Banco Central de Bolivia (BCB), hasta el 31 de diciembre de la anterior gestión, el saldo de la deuda de la petrolera estatal llegó a $us 422,6 millones, siendo que el saldo de la deuda con Venezuela al 31 de diciembre de 2010 llegó a $us 311,1 millones.

Esta semana, el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEFP) informó a través de la agencia ANF que “la deuda con Venezuela por la compra de diésel ha sido contraída por YPFB, empresa que asume el pago (por el combustible) de manera directa”.

Según el informe del BCB, el 94,3% de la deuda de 2011 de Yacimientos ($us 398,5 millones) corresponde a obligaciones por la compra de diésel de la estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) y el 5,7% restante ($us 24,09 millones) a The Export Import Bank of China (Eximbank) por créditos contraídos para programas de redes de gas y adquisición de perforadoras.

El Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB Corporación reveló que de no concretarse el inicio de operaciones de la tercera refinería de la petrolera estatal y el proyecto GTL (gas a líquidos) para reducir los “crecientes” déficits de hidrocarburos líquidos, “la importación de diésel, como porcentaje de la demanda interna, se incrementaría en 53% en 2009 a 100% en 2026, informó el 10 de enero La Razón.

Los datos señalan que el impacto económico del subsidio al carburante ocasionarían al país un gasto de “$us 1.340 millones” hasta 2015 y de “$us 10.372 millones” hasta 2026. En el corto plazo, la demanda promedio de crudo de Bolivia se incrementará de 102 mil barriles por día (Bbld) en este año a 125 mil Bbld en 2015. En 2026, el requerimiento llegará a 258 mil Bbld.

Subvención El 10 de enero, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, anunció que este año “el costo total de la importación de 762.381 metros cúbicos (de diésel) será de Bs 6.129,16 millones ($us 880,62 millones).

De ese monto, la estatal recuperará $us 372,42 millones por la venta del combustible a precios vigentes en el mercado interno ($us 0,53 el litro) y el subsidio será $us 508,2 millones. Mientras se analiza si los dos proyectos que reducirán el impacto económico al Estado por la importación del carburante son factibles (el proyecto GTL y la tercera refinería), “la única solución es la importación”, manifestó.

Villegas ya había reconocido anteriormente que la importación de diésel para el mercado interno se ha convertido en un “talón de Aquiles” para el Gobierno, por la cantidad de recursos que se erogan. Los carburantes siguen saliendo de manera ilegal por las fronteras, agregó, a pesar de que el Ejecutivo tiene “una política de lucha contra el contrabando (...). Todavía hay fuga y ese subsidio no beneficia a Bolivia, sino a países de la región”.

La subvención a los carburantes y la compra de gasolina y diésel para el mercado interno tuvo en 2010 un costo aproximado de $us 1.040 millones. El siguiente año, un tercio de los $us 666 millones que se gastaron para la subvención fue desviado al contrabando, según el presidente Evo Morales. La Ley Financial 2012 asignó para la compra y subvención recursos por un valor de $us 1.002 millones. De ese monto, se estima que cerca de $us 500 millones se destinarán al subsidio.

Estrategia y compra de gasolina

Si la estrategia para encarar la reducción de la importación de líquidos (plantas de separación de líquidos Río Grande y Gran Chaco) no están en plena operación hasta 2015, el subsidio a la gasolina llegaría en ese año a los $us 58 millones, según datos de YPFB.

YPFB admite la falta de combustible

La necesidad de incrementar los volúmenes de autorización para las estaciones de servicio desde Sustancias Controladas fue porque existe un incremento en la demanda "y ya nos encontrábamos prácticamente al límite", afirmó el director de la gerencia nacional de Comercialización de YPFB, Mauricio Marañón.

Señaló que en los pasados meses muchos surtidores no podían retirar el producto debido a que sus cupos autorizado por Sustancias Controladas no eran suficiente. "De todas maneras, los volúmenes que deberían haber sido retirados por estas estaciones de servicio eran abastecidos a través de otras que se encontraban en la misma zona", sostuvo.

El ejecutivo admitió que la demanda de la gasolina se ha incrementado por efectos de la nacionalización de los "chutos".

Volúmenes. El despacho promedio de los volúmenes que se tiene registrados y programados para este mes de febrero desde el Distrito Comercial Santa Cruz, asciende a 1.100 m3 para gasolina especial y 1.500 m3 para diesel. Se debe considerar que en el caso de diesel "nos encontramos en una época de baja demanda, ya que en ciertos momentos del año se registran despachos de hasta 2.000 a 2.300 m3 por día", manifestó el directivo.

Parque automotor. El departamento de Santa Cruz tiene en la actualidad el mayor parque automotor, concentra 327.917 vehículos de los 1.082.984 motorizados que se registran en Bolivia, según un informe emitido por el Registro Único para la Administración Tributaria Municipal (RUAT).

En un año, el parque automotor de Bolivia creció en 13%; es decir, entre 2010 y 2011. Dicho incremento del parque automotor se debe a dos factores: a una mayor importación legal de vehículos cero kilómetros y a la nacionalización de motorizados indocumentados o "chutos".

Petrobras elige a una mujer como presidenta

Petrobras informó que su Consejo de Administración eligió a Maria das Graças Silva Foster como presidenta de la empresa, en sustitución del actual presidente, José Sergio Gabrielli de Azevedo.

La ejecutiva trabaja desde hace 31 años en Petrobras, donde actúa como directora del área de Gas y Energía y como presidenta de Gaspetro (Petrobras Gás S.A.) desde 2007. Se graduó como ingeniera química de la Universidad Federal Fluminense (UFF), tiene máster en ingeniería química, posgrado en ingeniería nuclear por la Universidad Federal de Río de Janeiro, y MBA en economía por la Fundación Getúlio Vargas (FGV).

Las reservas probadas de Petrobras se sitúan en 15,71 mil millones de barriles de petróleo equivalente. La producción de gas natural y LNG fue de dos millones 22.000 barriles por día, un 1% superior al de 2010.

Cae precio del gas y expertos temen competencia del GNL

El precio del gas natural en el mercado internacional ha caído en los últimos meses y analistas temen que, como resultado de este descenso, el Gas Natural Licuado (GNL) se convierta en un fuerte competidor para el energético producido por el país.

Si bien Bolivia tiene asegurados los precios del gas que envía a los mercados de Argentina y Brasil gracias a sus contratos (que condicionan el precio del energético al barril de petróleo, sobre todo al Brent, y al del diésel), ambos países aumentaron su compra de GNL. Además, han inyectado capital para incrementar la producción de sus plantas de regasificación del GNL.

El experto Hugo del Granado explica que “el precio del gas natural en el Henry Hub, que es el referente válido en EEUU, está por debajo de los tres dólares por millón de Unidades Térmicas Británicas (MMBTU), debido a que en ese país se han descubierto enormes volúmenes de shell gas (que se halla en las rocas)”.

Los precios en el mercado spot del gas o del GNL -o de los barcos metaneros- bajan o suben según las variaciones de la cotización que alcanza el MMBTU en el Henry Hub.

“No hay posibilidades de que el precio del Henry Hub influya en el precio del gas que vende Bolivia; pero hay un efecto: esta baja puede hacer que el precio del GNL que vende Estados Unidos sea más bajo que el del gas natural boliviano”.

En el primer trimestre de 2012, el precio del gas exportado al mercado argentino se redujo en 1,03% con relación al cuarto trimestre de 2011. Mientras que el gas a Brasil subió en 1,74%.

La web hidrocarburosbolivia.com reporta que en este período el gas boliviano a Argentina costará 10,62 dólares por MMBTU y al Brasil, 8,76 dólares por MMBTU.

En criterio del director de hidrocarburosbolivia.com, Bernardo Prado, el precio del Henry Hub está por lo niveles más bajos de su historia, aunque eso no afecta a nuestro gas.

“El problema es que tanto Brasil como Argentina ya tienen plantas de regasificación de GNL, lo que con el tiempo haría que éste sea más competitivo que el gas boliviano, porque su precio sí está vinculado al precio del Henry Hub”.

Prado recuerda que en Brasil ya “se han dado oportunidades en que el GNL era más barato que el gas natural de Bolivia, incluso Petrobras reconoció que el GNL ha estado más bajo que nuestro gas en algún momento”.

Advierten sobre revisión de precios
Según el analista Hugo del Granado, la baja del precio del gas en el Henry Hub, que provocará una disminución en la cotización del Gas Natural Licuado (GNL) que produce Estados Unidos, puede ocasionar que Brasil y Argentina pidan revisar los precios de sus contratos con el país.

“Bolivia tiene que preocuparse porque, por más que tenga ductos con sus mercados, si el GNL es más atractivo que el gas boliviano, entonces obviamente habrá presión de la población de esas naciones para que se renegocie el precio del gas que compran de nuestro país”.

El especialista en hidrocarburos opina que “si se presenta esa situación, el Gobierno tiene que preocuparse. Lo mejor es que tomen en serio las dificultades del gas boliviano y se preparen para tener negociaciones serias para el momento en que los brasileños y los argentinos quieran renegociar el precio”.

Los contratos con Brasil y Argentina incluyen la revisión cada cinco años. “En el mundo moderno todo se renegocia, siempre hay el peligro de que se cambie y hay que estar preparados”, explica Del Granado.

Irán eliminó el subsidio a la gasolina con originalidad

Irán logró eliminar el subsidio a la gasolina mediante el uso de tarjetas parecidas a las bancarias en las estaciones de servicio y subió el precio de los combustibles hasta en un 600%.

La eliminación del subsidio a la gasolina se concretó el 18 de diciembre de 2010, pero la medida comenzó a prepararse dos años antes y tuvo como preámbulo un mensaje a la población en cadena de radio y televisión por el presidente Mahmud Ahmadineyad.

Hasta hace un año, cualquier iraní con vehículo tan sólo pagaba diez centavos de dólar por litro de gasolina.

El modelo partió de que una persona tenga la posibilidad de adquirir una porción del combustible a precio subsidiado y otra parte según la cotización de mercado, usando una tarjeta electrónica similar a las bancarias, que debía utilizar en las estaciones de servicio.

“La distribución física de las transferencias de dinero fue bien planeada, se extendió por más de cuatro semanas y se comenzó a realizar un mes antes de la subida de precios”, destaca un reporte del Fondo Monetario Internacional (FMI), que elogia la estrategia iraní.

“Las autoridades anunciaron claramente que el acceso a esos depósitos de compensación permanecerían congelados hasta el día en que los precios energéticos se incrementaran”, añade.

Al principio se intentó subsidiar sólo a los sectores más pobres, pero la complejidad de un sistema selectivo generó trabas y a horas de que se tome la medida se decidió favorecer a más gente y se calculó que hasta 61 millones de personas (80% de la población) recibiría compensación.

viernes, 10 de febrero de 2012

Al menos 7.000 buses a diesel de Santa Cruz serán convertidos a GNV

El director de la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV), Carlos Asport, informó el jueves que se tiene previsto reconvertir a Gas Natural Vehicular al menos 7.000 buses que funcionan a diesel en un proceso que comenzará en marzo, después que concluya la elaboración de un estudio y un programa para ese fin.

Asport explicó que esos buses son del tipo Toyota Coaster, de mayor uso público en la ciudad oriental de Santa Cruz, que tienen un motor estandarizado que se puede adecuar a GNV.

"Ahí existen una mayor cantidad de ese tipo de buses, en ese sentido estamos con un número de 7.000 buses aproximadamente que son a diesel y que son del mismo tipo, que tiene un motor estandarizado que se pueden adecuar para una conversión", argumentó.

El director de la EEC-GNV informó que ya se realizó el proceso de análisis técnico sobre las tecnologías de la conversión de diesel a GNV y agregó que se está elaborando el programa que prevé concluir a fines de este mes.

"Estamos en los últimos términos de elaborar este programa. Esto también va a ser gratuito, pero estamos viendo el tema del costo, porque si bien manejamos un costo estándar de equipos a gasolina, entonces con diesel es otro costo. Puede ser cinco veces más caro", explicó.

Precisó que una reconversión independiente de diesel a GNV puede costar de 7 a 10 mil dólares.

jueves, 9 de febrero de 2012

Santa Cruz tendrá 10 millones de litros más

Santa Cruz recibirá 2,27 millones de litros de diesel y 7,86 millones de litros de gasolina adicional por mes gracias a la recategorización de 63 estaciones de servicio.

En gasolina, la capital cruceña recibía 18,208 millones de litros y en diesel 23,075 millones de litros, señalaron desde una fuente oficial. Ahora se comercializarán 26,07 millones de litros de gasolina y 25,35 millones de litros de diesel.

Los surtidores que recibieron los cupos adicionales comenzaron sus trámites la pasada semana, luego que cerca de 15 estaciones quedarán sin combustible al finalizar su permiso.

La aprobación de estos cupos adicionales pasó por Sustancias Controladas, que luego de realizar un análisis para determinar el porcentaje que se iba a aumentar, oficializó el pasado viernes esta reasignación.

"Entre un 30 a 35 por ciento se incrementó por estación de servicio, de acuerdo a lo que necesitaban", comentó en su momento el Jefe Distrital de esta entidad dependiente de la Fuerza Especial de Lucha contra el Narcotráfico (Felcn), Eduardo Correa.

Ya comenzó el despacho. Esta semana se inició la entrega del combustible a los surtidores que recogieron sus registros de inscripción, solo faltaban los que aún los propietarios no habían recogido de Sustancias Controladas. También se modificó el horario de entrega de carburantes, de lunes a viernes de 6.00 a 20.00 y fines de semana de 6.00 a 13.00.

Recategorización
Se espera cumplir con su totalidad

Afuera. Esta semana comenzará la recategorización en provincias, además que también podrán recoger combustible todos los días.

YPFB. Se intentó tener la versión de la estatal petrolera pero luego de llamadas y correos electrónicos no se pudo obtener su versión.

El pozo Carrasco Este X1 ya produce para el mercado interno

El pozo petrolero Carrasco Este X1, ubicado en Entre Ríos, ya tiene producción normal para el mercado interno, según informó el director de Hidrocarburos de la Gobernación, Christian Torrico.

El pozo Carrasco X1 ha producido más de 2.100 barriles por día en septiembre, cantidad que se asemeja a la producción de todo un bloque por lo que es visto como un “gran potencial”.

Torrico explica que los volúmenes de producción de prueba se han dado entre los meses de septiembre y octubre del pasado año y actualmente ingresó al proceso de producción normal en vías de la obtención de la declaratoria de pozo comercial.

El procedimiento para la declaratoria incluye pasos como la producción de prueba y la normal.

El director de Hidrocarburos informa que ahora que existe producción normal, se abastece al mercado interno.

“Se está inyectando al Campo Carrasco. La producción estaría entrando al mercado interno, pero el proceso va a seguir el conducto regular”, detalla Torrico explicando que el procedimiento está en manos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Casa Matriz y YPFB Corporación.

Considerando el potencial hidrocarburífero de este pozo petrolero se calcula que en el mes de agosto se capten más regalías por su producción.

Una vez que se dé la declaratoria de comercial atenderá también el mercado internacional.

YPFB iniciará exploración petrolera en Chimoré

La empresa YPFB Chaco iniciará en marzo los estudios sísmicos en los pozos petroleros 2D y 3D ubicados en el municipio Chimoré, en la zona del chapare de Cochabamba.

Los ejecutivos de la firma petrolera, subsidiaria de YPFB Corporación, se reunirán este viernes desde las 09.00 con los representantes de la Dirección de Hidrocarburos de la Gobernación Departamental de Cochabamba, con el propósito de elaborar una agenda conjunta para iniciar los mencionados estudios.

De acuerdo con el plan exploratorio de YPFB, presentado para el periodo 2011-2020, existen 118 áreas nuevas en el territorio nacional con potencial de reservas de gas natural y petróleo.

Estas zonas comprenden una extensión de más de 549 mil kilómetros cuadrados. El proceso de exploración requerirá 1.800 millones de dólares.

El responsable de la unidad de Hidrocarburos de la Gobernación de Cochabamba, Cristian Torrico, informó que en la reunión del viernes con YPFB Chaco se buscará consolidar una alianza institucional a través de la firma de un convenio interno que incluya varios aspectos operativos en los trabajos de estudio petrolero.

Tras los acuerdos que se logren, sostuvo Torrico, se espera que la firma petrolera comience en marzo con los estudios de sísmica 2D y 3D.

Esta etapa inicial del estudio exploratorio podría demandar entre 15 y 20 millones de dólares, si se toma en cuenta un programa anterior, el cual será evaluado en la reunión del viernes, manifestó Torrico.

Los trabajos que encarará YPFB Chaco abarcan una superficie de alrededor de 433 kilómetros cuadrados.

En la presente gestión, la inversión total en hidrocarburos alcanzará a 2.050 millones de dólares para exploración, explotación, producción e industrialización. De este monto, 64% le corresponde a YPFB y 36% al sector privado.