Representantes de 13 diferentes compañías internacionales visitaron la localidad de Río Grande (Santa Cruz) para realizar la inspección del lugar donde se construirá la Planta del Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado (GNL).
“De acuerdo al cronograma previsto se realizó la inspección previa en el sitio geográfico de la obra a ser realizada, con la finalidad de que los potenciales proponentes inspeccionen el lugar”, indicó el Gerente Nacional de Plantas de Separación de Líquidos, Gerson Rojas.
Las compañías internaciones que asistieron a dicha inspección previa fueron: Sancus - Salof - Aurubon, Sener, Techint, Siemens, Ros Roca – Indox Cryo Energy, Linde - Aesa, Sinopec, Gazprom, Tecna Bolivia, Preca, Tecnourban, Cobra Perú, Tecnimont, mismas que deberán presentar sus propuestas hasta el próximo 7 de agosto.
Las compañías mencionadas también visitaron los distintos puntos de interconexión de la Planta de Gas Natural Licuado con las estaciones de Flexibilización de YPFB Transporte y Transierra.
YPFB licitó el Proyecto de GNL para que una empresa internacional especializada realice la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha (IPC) de la Planta de GNL, estaciones de regasificación y adquisición de cisternas de GNL.
La compañía Indox Cryo Energy, durante el II Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2012, expresó a través de su responsable para los mercados chileno, argentino, uruguayo y paraguayo, Jordí Solé, que participará en la licitación emitida por la estatal petrolera.
El proyecto que encara YPFB contempla la construcción de una Planta de Licuefacción en Río Grande (Santa Cruz), un sistema de transporte mediante cisternas criogénicos, 25 plantas de regasificación, para una posterior construcción de redes primarias y secundarias, 147.096 instalaciones internas, y Estaciones de GNV como proyectos complementarios.
Noticias de la prensa en la que se mencionan a los hidrocarburos y todo lo relacionado a ello.
jueves, 31 de mayo de 2012
La renta petrolera alcanza a $us 852 millones hasta abril
Entre los meses de enero a abril la renta petrolera alcanzó a 852 millones de dólares. Estos recursos deducidos del pago de regalías, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y participaciones, fueron distribuidos entre gobernaciones departamentales, municipios, universidades y el Tesoro General del Estado, según un comunicado de prensa.
El Gerente Nacional de Administración de Contratos (GNAC) de YPFB Corporación, Edwin Álvarez explicó que esta recaudación por la producción y comercialización de los hidrocarburos supera en 49% a la alcanzada en similar período de 2011, cuando la estatal petrolera depositó en cuentas fiscales 572 millones de dólares, de acuerdo al detalle brindado por la registros estadísticos de la Unidad de Cálculo de Retribuciones, Regalías, IDH y Participaciones, dependiente de la GNAC.
“Estos ingresos son generados por el aumento de la producción y el incremento de precios en la comercialización de gas natural en el mercado de exportación a Brasil y Argentina donde se observa un moderado incremento de volúmenes de gas natural requeridos por los compradores”, manifestó Álvarez.
Los montos pagados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos en el período examinado corresponden a la producción de octubre, noviembre y diciembre de la gestión 2011 y enero de 2012.
Del monto total, 112.7 millones de dólares se depositaron en cuentas bancarias a favor del Tesoro General del Estado (TGE) y se transfirió, además, 513.7 millones por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos.
El Gerente Nacional de Administración de Contratos (GNAC) de YPFB Corporación, Edwin Álvarez explicó que esta recaudación por la producción y comercialización de los hidrocarburos supera en 49% a la alcanzada en similar período de 2011, cuando la estatal petrolera depositó en cuentas fiscales 572 millones de dólares, de acuerdo al detalle brindado por la registros estadísticos de la Unidad de Cálculo de Retribuciones, Regalías, IDH y Participaciones, dependiente de la GNAC.
“Estos ingresos son generados por el aumento de la producción y el incremento de precios en la comercialización de gas natural en el mercado de exportación a Brasil y Argentina donde se observa un moderado incremento de volúmenes de gas natural requeridos por los compradores”, manifestó Álvarez.
Los montos pagados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos en el período examinado corresponden a la producción de octubre, noviembre y diciembre de la gestión 2011 y enero de 2012.
Del monto total, 112.7 millones de dólares se depositaron en cuentas bancarias a favor del Tesoro General del Estado (TGE) y se transfirió, además, 513.7 millones por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos.
Renta petrolera llega a $us 852 millones
Entre los meses de enero a abril, la renta petrolera alcanzó a $us 852 millones. Estos recursos deducidos del pago de regalías, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y participaciones fueron distribuidos entre gobernaciones departamentales, municipios, universidades y el Tesoro General del Estado, informó un comunicado de la estatal petrolera.
El gerente nacional de Administración de Contratos (GNAC) de YPFB Corporación, Edwin Álvarez, explicó que esta recaudación supera en 49% a la alcanzada en similar período de 2011, cuando la estatal petrolera depositó en cuentas fiscales $us 572 millones, de acuerdo al detalle brindado por la registros estadísticos de la Unidad de Cálculo de Retribuciones, Regalías, IDH y Participaciones, dependiente de la GNAC. Del monto total, $us 112,7 millones se depositaron en cuentas bancarias a favor del Tesoro General del Estado (TGE) y se transfirió, además, $us 513,7 millones por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos.
El gerente nacional de Administración de Contratos (GNAC) de YPFB Corporación, Edwin Álvarez, explicó que esta recaudación supera en 49% a la alcanzada en similar período de 2011, cuando la estatal petrolera depositó en cuentas fiscales $us 572 millones, de acuerdo al detalle brindado por la registros estadísticos de la Unidad de Cálculo de Retribuciones, Regalías, IDH y Participaciones, dependiente de la GNAC. Del monto total, $us 112,7 millones se depositaron en cuentas bancarias a favor del Tesoro General del Estado (TGE) y se transfirió, además, $us 513,7 millones por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos.
San Alberto Dos pozos subirán la producción
Los pozos SAL-16 y SAL X-11 añadirán aproximadamente 100 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas natural y 1.100 barriles por día de hidrocarburos líquidos (condensado) (BPD) al campo San Alberto, una vez se ingrese a su fase de producción comercial.
Esta información se conoció durante la inspección que realizó el mes pasado una comisión interinstitucional al pozo SAL-16, operado por Petrobras.
De acuerdo a los datos brindados por técnicos de la compañía brasileña, el pozo SAL-16 tiene un avance del 30% en las actividades de perforación en los cinco meses de iniciado el proyecto. Hasta el 9 de mayo alcanzó 2.900 metros de profundidad.
Esta información se conoció durante la inspección que realizó el mes pasado una comisión interinstitucional al pozo SAL-16, operado por Petrobras.
De acuerdo a los datos brindados por técnicos de la compañía brasileña, el pozo SAL-16 tiene un avance del 30% en las actividades de perforación en los cinco meses de iniciado el proyecto. Hasta el 9 de mayo alcanzó 2.900 metros de profundidad.
miércoles, 30 de mayo de 2012
Chaco se acoge a norma sobre incentivos y buscará petróleo
En la petrolera estatal se informó que la empresa hará el trabajo bajo un nuevo modelo de contrato con YPFB Casa Matriz, “en una novedosa asociación operativa corporativa”. “Chaco prestará servicios a YPFB Casa Matriz, que es la dueña del área”, se indicó.
El 18 de abril, el Gobierno emitió el Decreto 1202 que incentiva la exploración y producción de petróleo a través de Notas de Crédito Fiscal (Nocres) emitidas por el Tesoro General de la Nación.
La norma establece que las petroleras recibirán $us 10,29 en efectivo y $us 30 en Nocres. Una Nocre es un documento fiscal que permite el pago de obligaciones tributarias a favor de sus tenedores y que puede o no ser endosable a terceros o fraccionable en su valor a solicitud del titular.
Según el cronograma establecido para la perforación del pozo IGE-X2, en junio se firman los contratos respectivos y la perforación se iniciará en agosto. El objetivo es investigar el potencial hidrocarburífero del área.
El presidente de YPFB Chaco, Rafael Martínez Vaca, informó que el compromiso de la compañía como de YPFB Corporación es aumentar la producción de petróleo con la finalidad de disminuir la importación de carburantes y el costo que significa la subvención al precio interno actual.
El área de exploración Ingre se encuentra ubicada en la provincia Hernando Siles del departamento de Chuquisaca. El área tiene una superficie de 35 mil hectáreas.
El área de exploración Ingre fue operada hasta noviembre de 2011 por Petrobras, empresa que inició en febrero de 2008 la perforación del pozo exploratorio IGE X-1. El 15 de noviembre de 2009, las pruebas de productividad realizadas por Petrobras arrojaron resultados negativos, porque el agua invadió el pozo a una profundidad de 5.000 metros, descartando así la presencia de gas.
Antes de conocer los resultados, se adelantaba que el IGE X-1 podría estar ubicado en un megacampo gasífero con una reserva estimada de entre 3 trillones y 5 trillones de pies cúbicos (TCF). Petrobras invirtió $us 43,5 millones en la perforación del pozo.
El 18 de abril, el Gobierno emitió el Decreto 1202 que incentiva la exploración y producción de petróleo a través de Notas de Crédito Fiscal (Nocres) emitidas por el Tesoro General de la Nación.
La norma establece que las petroleras recibirán $us 10,29 en efectivo y $us 30 en Nocres. Una Nocre es un documento fiscal que permite el pago de obligaciones tributarias a favor de sus tenedores y que puede o no ser endosable a terceros o fraccionable en su valor a solicitud del titular.
Según el cronograma establecido para la perforación del pozo IGE-X2, en junio se firman los contratos respectivos y la perforación se iniciará en agosto. El objetivo es investigar el potencial hidrocarburífero del área.
El presidente de YPFB Chaco, Rafael Martínez Vaca, informó que el compromiso de la compañía como de YPFB Corporación es aumentar la producción de petróleo con la finalidad de disminuir la importación de carburantes y el costo que significa la subvención al precio interno actual.
El área de exploración Ingre se encuentra ubicada en la provincia Hernando Siles del departamento de Chuquisaca. El área tiene una superficie de 35 mil hectáreas.
El área de exploración Ingre fue operada hasta noviembre de 2011 por Petrobras, empresa que inició en febrero de 2008 la perforación del pozo exploratorio IGE X-1. El 15 de noviembre de 2009, las pruebas de productividad realizadas por Petrobras arrojaron resultados negativos, porque el agua invadió el pozo a una profundidad de 5.000 metros, descartando así la presencia de gas.
Antes de conocer los resultados, se adelantaba que el IGE X-1 podría estar ubicado en un megacampo gasífero con una reserva estimada de entre 3 trillones y 5 trillones de pies cúbicos (TCF). Petrobras invirtió $us 43,5 millones en la perforación del pozo.
Experto plantea que YPFB transparente pagos de Petrobras por licuables
El experto en asuntos energéticos, Bernardo Prado Liévana, planteó que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), haga pública la información sobre los pagos que ha realizado Petrobras por concepto de los licuables que se envían a Brasil junto al gas metano desde los campos productores de Tarija. Estos pagos fueron pactados en diciembre de 2009 en el adendum No. 4 al contrato de venta de gas al Brasil, denominado Gas Supply Agreement (GSA), en virtud al cual, de manera retroactiva, Petrobras debió pagar a YPFB entre 100 y 180 millones de dólares anuales desde 2007.
El año 2010 se conoció que YPFB percibió la suma de 100 millones de dólares por la gestión 2007, pero no se informó de mas pagos por las gestiones posteriores 2008, 2009, 2010 y 2011. El adendum 4 del GSA modifica la valoración del gas exportado desde Tarija, por lo que esos montos de dinero deben también incorporarse al precio final del gas sobre el cual el departamento productor debe recibir el 11% de las regalías.
Luego de que el flamante gerente general de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), Amado Montes Barzón, concordara con que Tarija participe como socia de YPFB en la industrialización del gas y en la Planta Separadora de Licuables a instalarse en el Chaco tarijeño, ayer, el secretario Ejecutivo de la Gobernación, Roberto Ruiz, en declaraciones a un medio de prensa local, planetó un diálogo al respecto, recordando que “siempre hemos defendido esa postura desde que se (la) aprobó”, en relación al cobro de regalías por los licuables que cobra YPFB a Petrobras, que salen de los campos gasíferos chapacos.
Brasil está instalando en su territorio, con una inversión de casi 5.000 millones de dólares, dos petroquímicas que se alimentarán de los licuables que le llegan en el torrente de 27 millones de metros cúbicos diarios (MMCD) desde Bolivia. YPFB tiene contratado con Argentina un volúmen similar de 27 MMCD y la Planta Separadora del Chaco procesará todo ese volúmen, por lo que se prevé que se tendrá similar cantidad de materia prima para industrializar que la que tiene ahora Brasil gracias al Adendum 4 del GSA, por lo que la factibilidad de la inversión en las plantas petroquímicas está asegurada, dijeron a El País fuentes de la ex gerencia nacional de Industrialización de YPFB.
Prado Liévana advirtió que el gobierno emitió el decreto supremo 29434 el pasado 30 de enero de 2008. Dicha norma establece que la totalidad de los recursos provenientes de los licuables del gas se irán a YPFB, empresa que debe invertirlos exclusivamente en proyectos de industrialización.
Habría que ver y sería interesante que YPFB transparente un poquito más la información y que nos diga cuánto ha percibido por los licuables que se han exportado a Brasil. Porque hasta donde yo tengo entendido, Brasil solamente ha hecho el pago por una gestión y no ha hecho más pagos. Eso sería bueno que lo aclare YPFB.
Habría que ver también si es que ese dinero, el monto que se haya percibido, de qué manera se ha invertido en proyectos de industrialización o cómo se ha destinado ese dinero a la industrialización como lo establece el decreto”, dijo el experto.
¿Qué hacer?
Prado Liévana y Roberto Ruiz coinciden en que debe establecerse un diálogo para esclarecer las cosas y llegar a acuerdos que respeten el derecho de Tarija de percibir regalías por su riqueza hidrocarburífera.
Para Prado, los representantes y políticos de Tarija “deberían encargarse (de proponer) un marco legal para que el gobierno le garantice a Tarija y también a los otros departamentos productores, que va a haber la distribución de un monto por la industrialización del gas o separación de líquidos. Cuando tengan la Planta del Gran Chaco y la Planta de Rio Grande, YPFB va a percibir montos adicionales a la exportación por motivos de la separación de líquidos y por la comercialización de GLP por ejemplo. El GLP, además de abastecer el mercado interno, se va a exportar”, propuso.
“Esta separación de líquidos va a generar recursos adicionales para YPFB y lo que deberían hacer las autoridades tarijeñas es trabajar en ver y negociar con el estado boliviano que esos recursos adicionales que se van a generar, Tarija reciba un monto acorde al porcentaje de gas que producen” en territorio de este Departamento.
Sociedad con Ypfb
Prado también coincidió con Amado Montes sobre la conveniencia de convertir a Tarija en socia de YPFB en la Planta Separadora del Chaco y las petroquímicas planificadas. “Parece una propuesta interesante yendo más allá de que la gobernación de Tarija si pudiera hacer el estudio financiero y económico”. El también director del portal www.hidrocarburosbolivia.com, especializado en temas energéticos, añadió una propuesta alternativa consistente en que Tarija instale su propia Planta Separadora con una inversión de alrededor de 600 millones de dólares y que le preste los servicios de separación a YPFB, cobrando por el mismo una tarifa regulada.
El adendum 4 al GSA fue una estocada al corazón de la EBIH
El ex ministro de Hidrocarburos, Carlos Miranda Pacheco, alertó en enero de 2010 que el adendum 4 al contrato GSA de exportación de gas al Brasil, firmado en diciembre de 2009 por Carlos Villegas como presidente de YPFB, virtualmente eliminó la posibilidad de que la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) construya una planta similar petroquímica para que funcione en Bolivia con licuables de gas de exportación al Brasil, “porque los licuables ya están comprometidos en el contrato de exportación” con la firma del Adendum 4.
La autoridad, que también fungió como Superintendente de Hidrocarburos en el gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada entre 1993 y 1997, recordó que “el gran volumen de gas de exportación al Brasil contiene los suficientes “licuables”, como materia prima, para justificar una planta competitiva”. Esos mismos volúmenes podrá recuperar por cuerda separada la Planta Separadora del Chaco, viabilizando la petroquímica en esta región tarijeña.
“Se llama gas natural al que se obtiene de los pozos petroleros, que esta compuesto mayoritariamente por metano, (90% o más). Un gas cuyas moléculas tienen un solo átomo de carbón y menores cantidades de otras substancias, cuyas moléculas tienen más de un átomo de carbón (etano 2, propano 3, butano 4 y así sucesivamente). Estos acompañantes que pueden ser separados del gas metano y son los famosos “licuables” del gas, que a su vez son materia prima petroquímica por excelencia”, explicó Miranda en la referida nota de opinión.
“Los ministros de Energía y los presidentes de las empresas de Bolivia y Brasil, el 14 de febrero del 2007, suscribieron en Brasilia un acta por la cual se acordó el pago de los licuables contenidos en la corriente de gas que estén por encima de 8.900 Kcal/m3. Ésta es una manera de decir que el gas (metano) sin licuables o fracciones pesadas tiene un valor calorífico de 8.900 Kcal/m3; pero como el contrato especifica que el gas a entregarse debe tener un poder calorífico mínimo de 9.200 Kcal/m3 , éste sólo se alcanza con la inclusión de licuables en el gas. La adenda es el documento que en detalle muestra cómo cumplir lo pactado políticamente. Petrobras acepta pagar por los licuables que estén en el gas hasta un máximo de 9.400 Kcal/m3, desde el 2007 hasta el 31 de diciembre del 2012 y, de ahí en adelante, hasta un máximo de 9.200 Kcal/m3 , hasta fin del contrato. Se acuerda el pago del contenido de licuables con los precios publicados en el Platts Oilgram Report. También se acuerda que el pago mínimo por año será de $us 100 millones y un máximo de $us 180 millones. Finalmente, las partes reconocen que con la suscripción de la adenda se cierran todas las controversias relacionadas con el precio del gas, existentes entre ellas..”, añade.
Cívico Cavero anuncia lucha para recuperar regalías por licuables
El dirigente cívico tarijeño, Mario Cavero, adelantó que al interior del Comité Cívico se hace una estrategia para exigir al gobierno nacional el pago del 11% de las regalías que resultan del pago que hace Petrobras por los licuables incorporados al gas de exportación. El dirigente coincidió con el experto Bernardo Prado Liévana en que YPFB debe hacer públicos los informes sobre pagos que recibió de Petrobras por concepto de los licuables del gas que se exportan a ese país y que se originan en los campos tarijeños. Cavero añadió que Tarija debe debatir internamente la forma de plantear “sociedades estratégicas” “de los emprendimientos del Estado”, como mecanismo para garantizar una “sostenibilidad futura para el departamento de Tarija”.
“Nosotros como cívicos estamos trabajando en la comisión económica de manera de poder tener todos estos números para que la gente los conozca, los entienda y de ahí nazca la lucha que vendrá para todos estos temas”, advirtió, proponiendo que, sobre esa base, independientemente de los colores partidarios, todos en Tarija “luchen” para exigir los ingresos por regalías de los licuables del gas y su participación en la industrialización.
En otra fuente del Comité Cívico se adelantó que no descartan convocar a otros departamentos productores, como Chuquisaca, Cochabamba y Santa Cruz, para exigir en conjunto el respeto a las regalías por los licuables que son parte del precio del gas producido y cuyo pago está garantizado en la Constitución Política del Estado y las leyes.
Cavero añadió que cree que el hecho de tener a Juan José Sosa como ministro de Hidrocarburos y a Amado Montes Barzón como gerente general de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), ambos tarijeños, facilitará las gestiones para el reconocimiento de los derechos de los departamentos productores.
Falta de transparencia en Ypfb
Asimismo, Cavero identifica una falta de transparencia por parte de YPFB en la socialización de información como la inversión de recursos de regalías de licuables, “nos está costando mucho el conseguir información de yacimientos”. Claro ejemplo sobre esto, según Cavero, el hermetismo con el que se maneja el informe de la Gaffney sobre conectividad del campo Margarita – Huacaya, que a modo de ver del cívico tarijeño, ni las autoridades de Chuquisaca cuentan con este informe.
“Esto es preocupante, ¿donde está la transparencia?, ¿Qué están ocultado?, y que tiene de cerrado eso que no lo pueden hacer público y que además en reglamento dice que va a ser de conocimiento de las gobernaciones y por ende el pueblo de cada departamento”, agregó.
El año 2010 se conoció que YPFB percibió la suma de 100 millones de dólares por la gestión 2007, pero no se informó de mas pagos por las gestiones posteriores 2008, 2009, 2010 y 2011. El adendum 4 del GSA modifica la valoración del gas exportado desde Tarija, por lo que esos montos de dinero deben también incorporarse al precio final del gas sobre el cual el departamento productor debe recibir el 11% de las regalías.
Luego de que el flamante gerente general de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), Amado Montes Barzón, concordara con que Tarija participe como socia de YPFB en la industrialización del gas y en la Planta Separadora de Licuables a instalarse en el Chaco tarijeño, ayer, el secretario Ejecutivo de la Gobernación, Roberto Ruiz, en declaraciones a un medio de prensa local, planetó un diálogo al respecto, recordando que “siempre hemos defendido esa postura desde que se (la) aprobó”, en relación al cobro de regalías por los licuables que cobra YPFB a Petrobras, que salen de los campos gasíferos chapacos.
Brasil está instalando en su territorio, con una inversión de casi 5.000 millones de dólares, dos petroquímicas que se alimentarán de los licuables que le llegan en el torrente de 27 millones de metros cúbicos diarios (MMCD) desde Bolivia. YPFB tiene contratado con Argentina un volúmen similar de 27 MMCD y la Planta Separadora del Chaco procesará todo ese volúmen, por lo que se prevé que se tendrá similar cantidad de materia prima para industrializar que la que tiene ahora Brasil gracias al Adendum 4 del GSA, por lo que la factibilidad de la inversión en las plantas petroquímicas está asegurada, dijeron a El País fuentes de la ex gerencia nacional de Industrialización de YPFB.
Prado Liévana advirtió que el gobierno emitió el decreto supremo 29434 el pasado 30 de enero de 2008. Dicha norma establece que la totalidad de los recursos provenientes de los licuables del gas se irán a YPFB, empresa que debe invertirlos exclusivamente en proyectos de industrialización.
Habría que ver y sería interesante que YPFB transparente un poquito más la información y que nos diga cuánto ha percibido por los licuables que se han exportado a Brasil. Porque hasta donde yo tengo entendido, Brasil solamente ha hecho el pago por una gestión y no ha hecho más pagos. Eso sería bueno que lo aclare YPFB.
Habría que ver también si es que ese dinero, el monto que se haya percibido, de qué manera se ha invertido en proyectos de industrialización o cómo se ha destinado ese dinero a la industrialización como lo establece el decreto”, dijo el experto.
¿Qué hacer?
Prado Liévana y Roberto Ruiz coinciden en que debe establecerse un diálogo para esclarecer las cosas y llegar a acuerdos que respeten el derecho de Tarija de percibir regalías por su riqueza hidrocarburífera.
Para Prado, los representantes y políticos de Tarija “deberían encargarse (de proponer) un marco legal para que el gobierno le garantice a Tarija y también a los otros departamentos productores, que va a haber la distribución de un monto por la industrialización del gas o separación de líquidos. Cuando tengan la Planta del Gran Chaco y la Planta de Rio Grande, YPFB va a percibir montos adicionales a la exportación por motivos de la separación de líquidos y por la comercialización de GLP por ejemplo. El GLP, además de abastecer el mercado interno, se va a exportar”, propuso.
“Esta separación de líquidos va a generar recursos adicionales para YPFB y lo que deberían hacer las autoridades tarijeñas es trabajar en ver y negociar con el estado boliviano que esos recursos adicionales que se van a generar, Tarija reciba un monto acorde al porcentaje de gas que producen” en territorio de este Departamento.
Sociedad con Ypfb
Prado también coincidió con Amado Montes sobre la conveniencia de convertir a Tarija en socia de YPFB en la Planta Separadora del Chaco y las petroquímicas planificadas. “Parece una propuesta interesante yendo más allá de que la gobernación de Tarija si pudiera hacer el estudio financiero y económico”. El también director del portal www.hidrocarburosbolivia.com, especializado en temas energéticos, añadió una propuesta alternativa consistente en que Tarija instale su propia Planta Separadora con una inversión de alrededor de 600 millones de dólares y que le preste los servicios de separación a YPFB, cobrando por el mismo una tarifa regulada.
El adendum 4 al GSA fue una estocada al corazón de la EBIH
El ex ministro de Hidrocarburos, Carlos Miranda Pacheco, alertó en enero de 2010 que el adendum 4 al contrato GSA de exportación de gas al Brasil, firmado en diciembre de 2009 por Carlos Villegas como presidente de YPFB, virtualmente eliminó la posibilidad de que la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) construya una planta similar petroquímica para que funcione en Bolivia con licuables de gas de exportación al Brasil, “porque los licuables ya están comprometidos en el contrato de exportación” con la firma del Adendum 4.
La autoridad, que también fungió como Superintendente de Hidrocarburos en el gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada entre 1993 y 1997, recordó que “el gran volumen de gas de exportación al Brasil contiene los suficientes “licuables”, como materia prima, para justificar una planta competitiva”. Esos mismos volúmenes podrá recuperar por cuerda separada la Planta Separadora del Chaco, viabilizando la petroquímica en esta región tarijeña.
“Se llama gas natural al que se obtiene de los pozos petroleros, que esta compuesto mayoritariamente por metano, (90% o más). Un gas cuyas moléculas tienen un solo átomo de carbón y menores cantidades de otras substancias, cuyas moléculas tienen más de un átomo de carbón (etano 2, propano 3, butano 4 y así sucesivamente). Estos acompañantes que pueden ser separados del gas metano y son los famosos “licuables” del gas, que a su vez son materia prima petroquímica por excelencia”, explicó Miranda en la referida nota de opinión.
“Los ministros de Energía y los presidentes de las empresas de Bolivia y Brasil, el 14 de febrero del 2007, suscribieron en Brasilia un acta por la cual se acordó el pago de los licuables contenidos en la corriente de gas que estén por encima de 8.900 Kcal/m3. Ésta es una manera de decir que el gas (metano) sin licuables o fracciones pesadas tiene un valor calorífico de 8.900 Kcal/m3; pero como el contrato especifica que el gas a entregarse debe tener un poder calorífico mínimo de 9.200 Kcal/m3 , éste sólo se alcanza con la inclusión de licuables en el gas. La adenda es el documento que en detalle muestra cómo cumplir lo pactado políticamente. Petrobras acepta pagar por los licuables que estén en el gas hasta un máximo de 9.400 Kcal/m3, desde el 2007 hasta el 31 de diciembre del 2012 y, de ahí en adelante, hasta un máximo de 9.200 Kcal/m3 , hasta fin del contrato. Se acuerda el pago del contenido de licuables con los precios publicados en el Platts Oilgram Report. También se acuerda que el pago mínimo por año será de $us 100 millones y un máximo de $us 180 millones. Finalmente, las partes reconocen que con la suscripción de la adenda se cierran todas las controversias relacionadas con el precio del gas, existentes entre ellas..”, añade.
Cívico Cavero anuncia lucha para recuperar regalías por licuables
El dirigente cívico tarijeño, Mario Cavero, adelantó que al interior del Comité Cívico se hace una estrategia para exigir al gobierno nacional el pago del 11% de las regalías que resultan del pago que hace Petrobras por los licuables incorporados al gas de exportación. El dirigente coincidió con el experto Bernardo Prado Liévana en que YPFB debe hacer públicos los informes sobre pagos que recibió de Petrobras por concepto de los licuables del gas que se exportan a ese país y que se originan en los campos tarijeños. Cavero añadió que Tarija debe debatir internamente la forma de plantear “sociedades estratégicas” “de los emprendimientos del Estado”, como mecanismo para garantizar una “sostenibilidad futura para el departamento de Tarija”.
“Nosotros como cívicos estamos trabajando en la comisión económica de manera de poder tener todos estos números para que la gente los conozca, los entienda y de ahí nazca la lucha que vendrá para todos estos temas”, advirtió, proponiendo que, sobre esa base, independientemente de los colores partidarios, todos en Tarija “luchen” para exigir los ingresos por regalías de los licuables del gas y su participación en la industrialización.
En otra fuente del Comité Cívico se adelantó que no descartan convocar a otros departamentos productores, como Chuquisaca, Cochabamba y Santa Cruz, para exigir en conjunto el respeto a las regalías por los licuables que son parte del precio del gas producido y cuyo pago está garantizado en la Constitución Política del Estado y las leyes.
Cavero añadió que cree que el hecho de tener a Juan José Sosa como ministro de Hidrocarburos y a Amado Montes Barzón como gerente general de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), ambos tarijeños, facilitará las gestiones para el reconocimiento de los derechos de los departamentos productores.
Falta de transparencia en Ypfb
Asimismo, Cavero identifica una falta de transparencia por parte de YPFB en la socialización de información como la inversión de recursos de regalías de licuables, “nos está costando mucho el conseguir información de yacimientos”. Claro ejemplo sobre esto, según Cavero, el hermetismo con el que se maneja el informe de la Gaffney sobre conectividad del campo Margarita – Huacaya, que a modo de ver del cívico tarijeño, ni las autoridades de Chuquisaca cuentan con este informe.
“Esto es preocupante, ¿donde está la transparencia?, ¿Qué están ocultado?, y que tiene de cerrado eso que no lo pueden hacer público y que además en reglamento dice que va a ser de conocimiento de las gobernaciones y por ende el pueblo de cada departamento”, agregó.
Morales anuncia que la nacionalización de los hidrocarburos incrementará a $us 13 mil millones las reservas internacionales
El presidente Evo Morales informó que gracias a la nacionalización de los hidrocarburos el país ha incrementado sus reservas internacionales y este año llegarán a 13 mil millones de dólares.
“Este incremento compañeros, nos permite ser un país mucho más confiable y podremos acceder nuevos créditos internacionales para invertir. Esto es gracias a la nacionalización de hidrocarburos que es una lucha, no de Evo Morales, de todos los bolivianos”, manifestó el jefe de Estado.
Morales hizo el anuncio en la celebración del 58 aniversario de la localidad de Viacha donde asistió acompañado del gobernador de La Paz, César Cocarico.
El gobernante también dijo que con estos recursos el Estado podrá realizar mayores inversiones en el país.
Mencionó que pronto Viacha contará con una doble vía que los conectará con El Alto y una cancha de césped sintético para la práctica del deporte.
En la celebración el Primer Mandatario se sintió muy emocionado porque el niño Evo Morales Cárdenas le recitó a la población de Viacha. El infante es originario de esa localidad.
“Este incremento compañeros, nos permite ser un país mucho más confiable y podremos acceder nuevos créditos internacionales para invertir. Esto es gracias a la nacionalización de hidrocarburos que es una lucha, no de Evo Morales, de todos los bolivianos”, manifestó el jefe de Estado.
Morales hizo el anuncio en la celebración del 58 aniversario de la localidad de Viacha donde asistió acompañado del gobernador de La Paz, César Cocarico.
El gobernante también dijo que con estos recursos el Estado podrá realizar mayores inversiones en el país.
Mencionó que pronto Viacha contará con una doble vía que los conectará con El Alto y una cancha de césped sintético para la práctica del deporte.
En la celebración el Primer Mandatario se sintió muy emocionado porque el niño Evo Morales Cárdenas le recitó a la población de Viacha. El infante es originario de esa localidad.
Utilidades de YPFB suben 40% en un año
El año pasado, las seis empresas petroleras subsidiarias de YPFB Corporación obtuvieron $us 336 millones de utilidades netas, un 40% más de lo obtenido en 2010, que fue de $us 240 millones.
Así lo hizo conocer ayer la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES) de la petrolera estatal, que destacó este logro porque se constituye en una “referencia como grupo corporativo con indicadores financieros de las empresas más importante del rubro en Latinoamérica”.
En la gestión pasada, YPFB Andina y YPFB Transporte generaron 68% de las utilidades netas corporativas al nivel agregado de las seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación, seguidas por YPFB Chaco que alcanzó la tercera ubicación con el 21%, seguido por YPFB Refinación con un 11% de participación. YPFB Logística y YPFB Aviación también están contempladas en el estudio. En 2010 se registraron $us 240 millones de utilidades netas.
Según la GNES, las seis empresas de la estatal petrolera generaron un promedio de 28 millones de dólares/mes de utilidades netas durante la gestión 2011.
Así lo hizo conocer ayer la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES) de la petrolera estatal, que destacó este logro porque se constituye en una “referencia como grupo corporativo con indicadores financieros de las empresas más importante del rubro en Latinoamérica”.
En la gestión pasada, YPFB Andina y YPFB Transporte generaron 68% de las utilidades netas corporativas al nivel agregado de las seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación, seguidas por YPFB Chaco que alcanzó la tercera ubicación con el 21%, seguido por YPFB Refinación con un 11% de participación. YPFB Logística y YPFB Aviación también están contempladas en el estudio. En 2010 se registraron $us 240 millones de utilidades netas.
Según la GNES, las seis empresas de la estatal petrolera generaron un promedio de 28 millones de dólares/mes de utilidades netas durante la gestión 2011.
El gas natural ya significa el 50% de las exportaciones
De acuerdo con el último reporte del Instituto Nacional de Estadística (INE), el gas natural ha impulsado las exportaciones nacionales y, a abril de este año, ya representa el 50% del valor de las ventas al exterior.
Entre enero y abril de 2012, el valor de estas ventas ha llegado a $us 1.548 millones, cuando en igual periodo de 2011 alcanzó los $us 1.042 millones. El crecimiento fue de un 49%. Además, en dicho periodo de análisis, el valor total de las exportaciones nacionales ha alcanzado los $us 3.126 millones frente a los $us 2.567 millones registrados en 2011. El incremento fue de un 22%.
Cabe hacer notar que a partir del 1 de mayo de este año los volúmenes de gas natural que se exportan al mercado argentino casi se han duplicado producto del cumplimiento del contrato de compra venta de gas suscrito entre YPFB y Enarsa.
A este panorama hay que añadir que si el precio del gas se mantiene estable durante el segundo y tercer trimestre de este año, es previsible que el valor de las exportaciones del energético ya no representen el 50%, sino un porcentaje mucho mayor.
De acuerdo con lo estipulado en el Anexo D de la adenda al contrato de compra venta de gas natural suscrito entre las petroleras estatales de ambos países, la cantidad mínima promedio garantizada para el periodo invernal (desde el 1 de mayo hasta el 30 de septiembre de 2012) es de 11,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y la máxima de 13,6 MMmcd.
Hasta el 30 de abril, YPFB enviaba al mercado argentino un máximo de 7,7 MMmcd del energético. El país vecino paga un precio mayor por el gas. Respecto a otros productos exportados, el informe del INE da cuenta que el valor de las ventas mineras sigue en descenso. A abril de este año, las exportaciones de minerales (como materia prima) han caído en 15% y han pasado de $us 759 millones a $us 647 millones.
Entre enero y abril de 2012, el valor de estas ventas ha llegado a $us 1.548 millones, cuando en igual periodo de 2011 alcanzó los $us 1.042 millones. El crecimiento fue de un 49%. Además, en dicho periodo de análisis, el valor total de las exportaciones nacionales ha alcanzado los $us 3.126 millones frente a los $us 2.567 millones registrados en 2011. El incremento fue de un 22%.
Cabe hacer notar que a partir del 1 de mayo de este año los volúmenes de gas natural que se exportan al mercado argentino casi se han duplicado producto del cumplimiento del contrato de compra venta de gas suscrito entre YPFB y Enarsa.
A este panorama hay que añadir que si el precio del gas se mantiene estable durante el segundo y tercer trimestre de este año, es previsible que el valor de las exportaciones del energético ya no representen el 50%, sino un porcentaje mucho mayor.
De acuerdo con lo estipulado en el Anexo D de la adenda al contrato de compra venta de gas natural suscrito entre las petroleras estatales de ambos países, la cantidad mínima promedio garantizada para el periodo invernal (desde el 1 de mayo hasta el 30 de septiembre de 2012) es de 11,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y la máxima de 13,6 MMmcd.
Hasta el 30 de abril, YPFB enviaba al mercado argentino un máximo de 7,7 MMmcd del energético. El país vecino paga un precio mayor por el gas. Respecto a otros productos exportados, el informe del INE da cuenta que el valor de las ventas mineras sigue en descenso. A abril de este año, las exportaciones de minerales (como materia prima) han caído en 15% y han pasado de $us 759 millones a $us 647 millones.
SEIS empresas de YPFB logran $us 336 millones
Seis empresas subsidiarias de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación obtuvieron utilidades netas por 336 millones de dólares al 31 de diciembre de 2011, informó ayer la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES) de la estatal petrolera.
Entre las subsidiarias más rentables se observa que YPFB Andina y YPFB Transporte generaron 68 por ciento de las utilidades netas corporativas al nivel agregado de las seis empresas, según un informe de la petrolera nacional.
Le siguen por orden de importancia YPFB Chaco, que alcanzó la tercera ubicación con el 21 por ciento, seguido por YPFB Refinación con un 11 por ciento de participación. YPFB Logística y YPFB Aviación también están incluidas en el estudio.
En 2010 se registraron 240 millones de dólares de utilidades netas, según los datos oficiales de la estatal de hidrocarburos.
De acuerdo con la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias, las seis compañías de la estatal petrolera generaron un promedio de 28 millones de dólares al mes en utilidades netas durante la pasada gestión.
“Aproximadamente el 50 por ciento de los ingresos operacionales se convirtió en costos, el 10 por ciento en gastos de soporte, 20 por ciento en depreciaciones y amortizaciones, 5 por ciento en impuesto a las utilidades y 23 por ciento como margen de utilidad del cual el 8 por ciento es adicional por los otros ingresos netos no operativos”, señala el informe.
Entre las subsidiarias más rentables se observa que YPFB Andina y YPFB Transporte generaron 68 por ciento de las utilidades netas corporativas al nivel agregado de las seis empresas, según un informe de la petrolera nacional.
Le siguen por orden de importancia YPFB Chaco, que alcanzó la tercera ubicación con el 21 por ciento, seguido por YPFB Refinación con un 11 por ciento de participación. YPFB Logística y YPFB Aviación también están incluidas en el estudio.
En 2010 se registraron 240 millones de dólares de utilidades netas, según los datos oficiales de la estatal de hidrocarburos.
De acuerdo con la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias, las seis compañías de la estatal petrolera generaron un promedio de 28 millones de dólares al mes en utilidades netas durante la pasada gestión.
“Aproximadamente el 50 por ciento de los ingresos operacionales se convirtió en costos, el 10 por ciento en gastos de soporte, 20 por ciento en depreciaciones y amortizaciones, 5 por ciento en impuesto a las utilidades y 23 por ciento como margen de utilidad del cual el 8 por ciento es adicional por los otros ingresos netos no operativos”, señala el informe.
Subsidiarias de YPFB ganan $us 336 millones
La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó ayer que seis empresas subsidiarias lograron una utilidad neta de 336 millones de dólares al 31 de diciembre de 2011.
La estatal petrolera recordó que en 2010 se contabilizaron 240 millones de dólares de utilidades netas.
Según la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES) , YPFB Andina y YPFB Transporte generaron el 68% de las utilidades netas, seguidas por YPFB Chaco (21%), YPFB Refinación (11%). YPFB Logística y YPFB Aviación también están contempladas en el estudio.
"Aproximadamente el 50% de los ingresos operacionales se convirtieron en costos, el 10% en gastos de soporte, 20% en depreciaciones y amortizaciones, 5% en impuesto a las utilidades y 23% como margen de utilidad ", precisa la GNES.
La estatal petrolera recordó que en 2010 se contabilizaron 240 millones de dólares de utilidades netas.
Según la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES) , YPFB Andina y YPFB Transporte generaron el 68% de las utilidades netas, seguidas por YPFB Chaco (21%), YPFB Refinación (11%). YPFB Logística y YPFB Aviación también están contempladas en el estudio.
"Aproximadamente el 50% de los ingresos operacionales se convirtieron en costos, el 10% en gastos de soporte, 20% en depreciaciones y amortizaciones, 5% en impuesto a las utilidades y 23% como margen de utilidad ", precisa la GNES.
Distribuidores están detenidos por vender cuatro garrafas de gas fuera de su zona
Dos distribuidores de Gas Licuado de Petróleo (GLP), cuyas identidades se mantuvieron en reserva, están en la cárcel de San Pedro desde el lunes 28 de mayo, por intentar vender cuatro garrafas en una zona censurada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
Ese hecho originó ayer una movilización de la Asociación de Distribuidores de GLP que durante la mañana pararon por varias horas y bloquearon la puerta de ingreso y calles adyacentes a la planta de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), situado en la zona Norte de la ciudad.
De acuerdo a las denuncias de los dirigentes de dicha organización, los dos implicados fueron sorprendidos el 26 de mayo en las avenidas Al Valle y Tacna por funcionarios de la ANH, cuando se predisponían a vender cuatro garrafas.
Desde el 2008 está vigente el Decreto Supremo 19158, que en el artículo 13 inciso b) regula que el transporte y comercialización de GLP en garrafas por las distribuidoras de GLP fuera del área y horario establecido por la ANH, es considerado un acto preparatorio para los delitos de agio y contrabando.
Por ese motivo, los dos distribuidores fueron aprehendidos y remitidos al Ministerio Público, mientras que el camión donde se distribuía el GLP fue incautado y llevado a la planta de YPFB en San Pedro.
Tras ser imputados se realizó la mañana del lunes, la audiencia de medidas cautelares en el Juzgado Cautelar 1, donde el juez Marco Chambi dictó la detención preventiva en el penal de San Pedro para ambos distribuidores, pese a que la fiscal, Marina Portillo pidió medidas sustitutivas a dicha detención.
REUNIÓN
Los dirigentes y afiliados a la Asociación de Distribuidores de GLP, calificaron el hecho como injusta dicha decisión en contra de sus compañeros, por ello, pidieron a la representante de la Defensoría del Pueblo, Clotilde Calancha que sea mediadora en una reunión entre ellos y la encargada de la Unidad de Control al Mercado Interno de Oruro de la ANH, Zamira Guzmán, para que se desista de la decisión de mantener a los dos distribuidores en la cárcel.
El encuentro se realizó ayer en la Defensoría del Pueblo, con participación de representantes de la Central Obrera Departamental (COD). Allí se denunciaron una serie de hechos que se cometieron en la audiencia, como la participación de la asesora legal de la ANH, Viviana Nieto, quien manifestó, de acuerdo a la denuncia, que indicó ante el juez, que los dos distribuidores pretendían vender 150 garrafas, cuando en realidad fueron cuatro.
Ese hecho motivó a la representante del Defensor del Pueblo a pedir un informe a la ANH, para establecer un proceso en contra de dicha funcionaria pública, por brindar información sin conocimiento durante la audiencia.
Al término de la reunión, se concluyó que en el lapso de 72 horas serían liberados los dos distribuidores, se pidió la socialización del Decreto Supremo 19158 y de la Ley 100 que establece mecanismos de articulación para la ejecución de políticas de desarrollo integral y seguridad de fronteras. Dicha norma sanciona con la cárcel a quienes se dedican al contrabando.
La abogada de la ANH, Zamira Guzmán, afirmó que a los dos distribuidores se los encontró en un área no específica y cerca de una zona designada como roja por la ANH, ya que en ese lugar se revende el GLP.
Por su parte, la representante del Defensor del Pueblo, Clotilde Calancha dijo que el tema jurídico no es de su competencia y que debe seguir su curso, sin embargo, lo que le preocupó fue que su representante legal fue drástica para inculpar a quienes están distribuyendo el gas, por algunos excesos.
"Debe haber un previo al tema legal mismo dentro de sus normas administrativas para sancionar algunos problemas de las personas que trabajan en esta área. Hemos exigido que la ANH haga una difusión de la Ley, porque ni los ciudadanos sabemos que por comprar una garrafa de gas por necesidad en una tienda, puede ser él más sancionado", señaló.
Ese hecho originó ayer una movilización de la Asociación de Distribuidores de GLP que durante la mañana pararon por varias horas y bloquearon la puerta de ingreso y calles adyacentes a la planta de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), situado en la zona Norte de la ciudad.
De acuerdo a las denuncias de los dirigentes de dicha organización, los dos implicados fueron sorprendidos el 26 de mayo en las avenidas Al Valle y Tacna por funcionarios de la ANH, cuando se predisponían a vender cuatro garrafas.
Desde el 2008 está vigente el Decreto Supremo 19158, que en el artículo 13 inciso b) regula que el transporte y comercialización de GLP en garrafas por las distribuidoras de GLP fuera del área y horario establecido por la ANH, es considerado un acto preparatorio para los delitos de agio y contrabando.
Por ese motivo, los dos distribuidores fueron aprehendidos y remitidos al Ministerio Público, mientras que el camión donde se distribuía el GLP fue incautado y llevado a la planta de YPFB en San Pedro.
Tras ser imputados se realizó la mañana del lunes, la audiencia de medidas cautelares en el Juzgado Cautelar 1, donde el juez Marco Chambi dictó la detención preventiva en el penal de San Pedro para ambos distribuidores, pese a que la fiscal, Marina Portillo pidió medidas sustitutivas a dicha detención.
REUNIÓN
Los dirigentes y afiliados a la Asociación de Distribuidores de GLP, calificaron el hecho como injusta dicha decisión en contra de sus compañeros, por ello, pidieron a la representante de la Defensoría del Pueblo, Clotilde Calancha que sea mediadora en una reunión entre ellos y la encargada de la Unidad de Control al Mercado Interno de Oruro de la ANH, Zamira Guzmán, para que se desista de la decisión de mantener a los dos distribuidores en la cárcel.
El encuentro se realizó ayer en la Defensoría del Pueblo, con participación de representantes de la Central Obrera Departamental (COD). Allí se denunciaron una serie de hechos que se cometieron en la audiencia, como la participación de la asesora legal de la ANH, Viviana Nieto, quien manifestó, de acuerdo a la denuncia, que indicó ante el juez, que los dos distribuidores pretendían vender 150 garrafas, cuando en realidad fueron cuatro.
Ese hecho motivó a la representante del Defensor del Pueblo a pedir un informe a la ANH, para establecer un proceso en contra de dicha funcionaria pública, por brindar información sin conocimiento durante la audiencia.
Al término de la reunión, se concluyó que en el lapso de 72 horas serían liberados los dos distribuidores, se pidió la socialización del Decreto Supremo 19158 y de la Ley 100 que establece mecanismos de articulación para la ejecución de políticas de desarrollo integral y seguridad de fronteras. Dicha norma sanciona con la cárcel a quienes se dedican al contrabando.
La abogada de la ANH, Zamira Guzmán, afirmó que a los dos distribuidores se los encontró en un área no específica y cerca de una zona designada como roja por la ANH, ya que en ese lugar se revende el GLP.
Por su parte, la representante del Defensor del Pueblo, Clotilde Calancha dijo que el tema jurídico no es de su competencia y que debe seguir su curso, sin embargo, lo que le preocupó fue que su representante legal fue drástica para inculpar a quienes están distribuyendo el gas, por algunos excesos.
"Debe haber un previo al tema legal mismo dentro de sus normas administrativas para sancionar algunos problemas de las personas que trabajan en esta área. Hemos exigido que la ANH haga una difusión de la Ley, porque ni los ciudadanos sabemos que por comprar una garrafa de gas por necesidad en una tienda, puede ser él más sancionado", señaló.
martes, 29 de mayo de 2012
Destacan inversión para el éxito de planta de gas
Una vez que la planta de procesamiento de gas de Margarita quedó concluida e ingresó en operaciones, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) observa que su éxito se debe a la alianza de conocimientos, inversiones, tecnología y recursos humanos de diferentes partes del mundo.
Según una nota de Carlos Delius, presidente de la cámara boliviana, publicada en la revista especializada Petróleo y Gas, “este éxito debe marcar el camino del desarrollo del sector energético, que necesita grandes inversiones, obras y proyectos para generar la energía que el país está necesitando cada día en mayores volúmenes”.
La construcción de la planta de procesamiento estuvo a cargo de sus afiliadas de Caipipendi, Repsol, BG Bolivia y Pan American Energy, que lograron la consolidación del proyecto, y sus asociadas involucradas directamente: Técnicas Reunidas, Bolinter, Kaiser e Inesco, entre otras.
“Con la nueva planta de procesamiento es posible entregar por el momento nueve millones de metros cúbicos diarios de gas al mercado y con la construcción de la segunda fase, que ya comenzó, este número ascenderá a 14 millones, lo cual marca el inicio de la construcción de un nuevo piso en la industria boliviana del gas, el cual habíamos visualizado hace varios años y aún tomará tiempo su concreción”, afirmó Delius.
La planta prevé la ampliación de tratamiento de tres a nueve y de nueve a 14 millones de metros cúbicos diarios en un periodo de cinco años.
Según una nota de Carlos Delius, presidente de la cámara boliviana, publicada en la revista especializada Petróleo y Gas, “este éxito debe marcar el camino del desarrollo del sector energético, que necesita grandes inversiones, obras y proyectos para generar la energía que el país está necesitando cada día en mayores volúmenes”.
La construcción de la planta de procesamiento estuvo a cargo de sus afiliadas de Caipipendi, Repsol, BG Bolivia y Pan American Energy, que lograron la consolidación del proyecto, y sus asociadas involucradas directamente: Técnicas Reunidas, Bolinter, Kaiser e Inesco, entre otras.
“Con la nueva planta de procesamiento es posible entregar por el momento nueve millones de metros cúbicos diarios de gas al mercado y con la construcción de la segunda fase, que ya comenzó, este número ascenderá a 14 millones, lo cual marca el inicio de la construcción de un nuevo piso en la industria boliviana del gas, el cual habíamos visualizado hace varios años y aún tomará tiempo su concreción”, afirmó Delius.
La planta prevé la ampliación de tratamiento de tres a nueve y de nueve a 14 millones de metros cúbicos diarios en un periodo de cinco años.
lunes, 28 de mayo de 2012
Proyectos en Bolivia, entre prioridades de Repsol
La española Repsol presentará mañana su plan estratégico hasta 2016, tras la decisión del Gobierno argentino de expropiar las acciones de la petrolera en YPF el pasado abril. La empresa ya avanzó algunos de los “pilares” de ese plan: crecimiento orgánico de upstream, consolidación de niveles de conversión del refino, una cartera de activos más equilibrada, mantenimiento de la solidez financiera y adecuada retribución a sus accionistas.
En exploración y producción, la petrolera mira a importantes proyectos en Bolivia (Margarita y Sábalo), Perú (Kinteroni) o Brasil, donde el potencial en aguas profundas de la Cuenca de Campos (Brasil) suma cifras.
Esta semana, Repsol Sinopec Brasil cifró recursos estimados del bloque BM-C-33 en más de 700 millones de barriles de crudo ligero y tres trillones de pies cúbicos de gas, igual a 545 millones de barriles de crudo.
En exploración y producción, la petrolera mira a importantes proyectos en Bolivia (Margarita y Sábalo), Perú (Kinteroni) o Brasil, donde el potencial en aguas profundas de la Cuenca de Campos (Brasil) suma cifras.
Esta semana, Repsol Sinopec Brasil cifró recursos estimados del bloque BM-C-33 en más de 700 millones de barriles de crudo ligero y tres trillones de pies cúbicos de gas, igual a 545 millones de barriles de crudo.
domingo, 27 de mayo de 2012
¿Gasolina o gas natural vehicular?
Desde hace años Bolivia produce gas natural tanto para su consumo como para exportarlo a Brasil y Argentina. Sin embargo, como la producción de hidrocarburos líquidos (diesel gasolina y gas licuado) no cubre el consumo nacional, se los importa a precios reales y se los vende a precios subvencionados, porque desde enero de 2005 sus precios se encuentran congelados y un intento de incrementarlos fracasó en diciembre de 2010 por la resistencia popular. Debido al incremento del consumo y del precio de estos combustibles, el Presidente Morales en su Informe-Mensaje a la Nación (22/01/12) indicó que la subvención durante 2011 alcanzó a 706 millones de dólares, lo que explica la política energética de transformar el parque automotor para que en lugar de gasolina se utilice gas natural vehicular (GNV). Al presente la gran mayoría de taxis de las ciudades de Cochabamba y Santa Cruz utilizan GNV, no así los de La Paz, cuyos operadores se quejan de algunos problemas en el funcionamiento de vehículos accionados con GNV, como la falta de potencia en pendientes fuertes y la menor duración de los motores.
Debido a que la conversión inicialmente sólo se está dando en vehículos livianos que funcionan con gasolina, que circulan en o alrededor de las ciudades, se hará una comparación de los efectos de la combustión en vehículos accionados por gasolina y por GNV. El aire atmosférico (seco) que interviene en la combustión tiene una composición en volumen de aproximadamente 20,9% de oxígeno, 78,1% de nitrógeno y 1% de argón y otros gases. Los productos obtenidos de una combustión completa son bióxido de carbono (CO2) y agua (H2O) y sí hay azufre SO2, acompañados de nitrógeno. Para facilitar el análisis de la combustión de estos dos combustibles fósiles, se considerarán como residuos de la combustión solo el CO2 y el H2O y para el cálculo de los pesos moleculares se considerarán los siguientes pesos atómicos redondeados de los tres principales elementos químicos que intervienen en ella: oxígeno=16; carbono=12 e hidrógeno=1.
COMBUSTIÓN DE LA GASOLINA
La gasolina puede ser considerada una mezcla de octanos (C8H18), por lo que la reacción química será:
C8H18 (l) + 25/2 O2 (g) = 8 CO2 (g) + 9 H2O (l)
114 400 352 162
1 3,51 3,09 1,42
(g) gas; (l) líquido
Vale decir que cada gramo de gasolina produce 3,09 gramos de bióxido de carbono y 1,42 gramos de agua luego de su combustión y necesita 3,51 gramos de oxígeno para su combustión. El agua representa el 32% de los residuos de combustión.
COMBUSTIÓN DEL GAS NATURAL
El gas natural es básicamente metano (CH4), por lo que:
CH4 (g) + 2 O2 (g) = CO2 (g) + 2 H2O (l)
16 64 44 36
1 4 2,75 2,25
Cada gramo de gas natural produce 2,75 gramos de bióxido de carbono y 2,25 gramos de agua y necesita 4 gramos de oxígeno. El agua representa el 45% de los residuos de combustión.
VOLUMEN DE LOS COMBUSTIBLES
Si para la gasolina se considera una densidad de 730 gramos (g) por litro (l), 114 gramos tendrán un volumen de 0,156 litros (156 mililitros), vale decir 1,37 mililitros (ml)/g, mientras que al nivel del mar a 1,013 bar de presión y 0o C de temperatura, 16 gramos de gas natural (y de cualquier peso molar) tienen un volumen de 22,4 litros, vale decir 1,4 l/g o 1.400 ml/g. Esto significa que 1 gramo de gas natural tendrá un volumen 1.400/1,37 = 1.022 veces más que 1 gramo de gasolina.
COMPRESIÓN DEL GAS NATURAL PARA OBTENER GNV
Para su distribución y venta como GNV el gas natural es comprimido a una presión manométrica de 200 bar, por lo que la presión absoluta (presión manométrica más presión atmosférica) sería P1 = 201,013 bar. En condiciones normales, vale decir una presión Po = 1,013 bar (nivel del mar), temperatura de 0oC (que se mantendrá constante para facilitar los cálculos), y un volumen molar Vo = 22,4 litros, de acuerdo a la relación PoVo = P1V1, el volumen comprimido resulta V1 = 0,113 litros, vale decir se comprimió en 198 veces.
Considerando que el poder calorífico del GNV es aproximadamente 8 % mayor que el de la gasolina (49,44 BTU/g y 45,75 BTU/g respectivamente) deducidos del párrafo subsiguiente), el volumen del tanque de combustible de GNV deberá ser 1.022/(198x1,08) = 4,8 veces mayor que el de la gasolina para tener la misma autonomía de recorrido.
Con la forma de cálculo señalada, a una altitud de 3.600 metros sobre el nivel del mar (ciudad de La Paz) en que la presión atmosférica es de 0,653 bar, el volumen molar resulta 34,749 litros. Comprimiendo a 200 bar de presión el volumen comprimido resulta también 0,113 litros, porque se comprimió más un gas de menor densidad, de manera que la altitud no afecta en el volumen necesario del tanque de GNV.
PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES
El precio de la gasolina es de Bs 3,74 por litro y su poder calorífico 20.750 BTU/libra (33.395 BTU/litro), mientras que el precio del GNV es de Bs 1,66 por metro cúbico y su poder calorífico 1.000 BTU/pie3 (35.315 BTU/m3), lo que significa que en la gasolina por cada boliviano se compra 8.929 BTU y en el GNV por cada boliviano se compra 21.274 BTU, resultando que el costo energético del GNV es el 42 % del de la gasolina.
CONCLUSIONES
1. La gasolina produce un 12 % más de bióxido de carbono que el gas natural, de modo que este combustible es ligeramente más limpio. Además el GNV no produce emisiones de plomo ni de azufre.
2. Como residuo de la combustión el GNV produce un 58 % más de agua que la gasolina, lo que podría producir un mayor desgaste de los motores a combustión, como sienten algunos operadores de vehículos a GNV.
3. El gas natural necesita 14 % más de oxígeno que la gasolina para su combustión y ésta podría ser la causa por la que su rendimiento es menor, especialmente en ciudades situadas en elevada altitud como La Paz.
4. Para tener la misma autonomía de recorrido, en un vehículo a GNV el volumen de su tanque de combustible debería ser 4,8 veces mayor que el de un vehículo a gasolina, lo que en las condiciones actuales en que los tanques de los vehículos están diseñados para combustibles líquidos y no existen surtidores de GNV en las poblaciones entre ciudades, no favorece su utilización en distancias largas.
5. Con los precios actuales, un vehículo que funciona adecuadamente con GNV debería tener un costo de combustible del 42 % comparado con el de la gasolina.
6. La altitud no influye en el volumen necesario del tanque de GNV.
7. Contra lo que muchos creen, el gas natural tiene un poder calorífico ligeramente superior al de la gasolina.
El mucho menor costo de combustible de un vehículo accionado a GNV, su menor contaminación y la existencia de gas natural en el país, son factores determinantes para masificar en primera instancia su consumo en los vehículos de servicio urbano. Además en el futuro la diferencia de precios entre la gasolina y el GNV tenderá a incrementarse, paralelamente a la ya insostenible subvención a los hidrocarburos líquidos, que aumenta con el consumo nacional y con el contrabando, acicateado por la diferencia del precio internacional que rige en los países vecinos y el precio subvencionado en el nuestro.
(*) Ing. de Minas, Exministro de Minería
Debido a que la conversión inicialmente sólo se está dando en vehículos livianos que funcionan con gasolina, que circulan en o alrededor de las ciudades, se hará una comparación de los efectos de la combustión en vehículos accionados por gasolina y por GNV. El aire atmosférico (seco) que interviene en la combustión tiene una composición en volumen de aproximadamente 20,9% de oxígeno, 78,1% de nitrógeno y 1% de argón y otros gases. Los productos obtenidos de una combustión completa son bióxido de carbono (CO2) y agua (H2O) y sí hay azufre SO2, acompañados de nitrógeno. Para facilitar el análisis de la combustión de estos dos combustibles fósiles, se considerarán como residuos de la combustión solo el CO2 y el H2O y para el cálculo de los pesos moleculares se considerarán los siguientes pesos atómicos redondeados de los tres principales elementos químicos que intervienen en ella: oxígeno=16; carbono=12 e hidrógeno=1.
COMBUSTIÓN DE LA GASOLINA
La gasolina puede ser considerada una mezcla de octanos (C8H18), por lo que la reacción química será:
C8H18 (l) + 25/2 O2 (g) = 8 CO2 (g) + 9 H2O (l)
114 400 352 162
1 3,51 3,09 1,42
(g) gas; (l) líquido
Vale decir que cada gramo de gasolina produce 3,09 gramos de bióxido de carbono y 1,42 gramos de agua luego de su combustión y necesita 3,51 gramos de oxígeno para su combustión. El agua representa el 32% de los residuos de combustión.
COMBUSTIÓN DEL GAS NATURAL
El gas natural es básicamente metano (CH4), por lo que:
CH4 (g) + 2 O2 (g) = CO2 (g) + 2 H2O (l)
16 64 44 36
1 4 2,75 2,25
Cada gramo de gas natural produce 2,75 gramos de bióxido de carbono y 2,25 gramos de agua y necesita 4 gramos de oxígeno. El agua representa el 45% de los residuos de combustión.
VOLUMEN DE LOS COMBUSTIBLES
Si para la gasolina se considera una densidad de 730 gramos (g) por litro (l), 114 gramos tendrán un volumen de 0,156 litros (156 mililitros), vale decir 1,37 mililitros (ml)/g, mientras que al nivel del mar a 1,013 bar de presión y 0o C de temperatura, 16 gramos de gas natural (y de cualquier peso molar) tienen un volumen de 22,4 litros, vale decir 1,4 l/g o 1.400 ml/g. Esto significa que 1 gramo de gas natural tendrá un volumen 1.400/1,37 = 1.022 veces más que 1 gramo de gasolina.
COMPRESIÓN DEL GAS NATURAL PARA OBTENER GNV
Para su distribución y venta como GNV el gas natural es comprimido a una presión manométrica de 200 bar, por lo que la presión absoluta (presión manométrica más presión atmosférica) sería P1 = 201,013 bar. En condiciones normales, vale decir una presión Po = 1,013 bar (nivel del mar), temperatura de 0oC (que se mantendrá constante para facilitar los cálculos), y un volumen molar Vo = 22,4 litros, de acuerdo a la relación PoVo = P1V1, el volumen comprimido resulta V1 = 0,113 litros, vale decir se comprimió en 198 veces.
Considerando que el poder calorífico del GNV es aproximadamente 8 % mayor que el de la gasolina (49,44 BTU/g y 45,75 BTU/g respectivamente) deducidos del párrafo subsiguiente), el volumen del tanque de combustible de GNV deberá ser 1.022/(198x1,08) = 4,8 veces mayor que el de la gasolina para tener la misma autonomía de recorrido.
Con la forma de cálculo señalada, a una altitud de 3.600 metros sobre el nivel del mar (ciudad de La Paz) en que la presión atmosférica es de 0,653 bar, el volumen molar resulta 34,749 litros. Comprimiendo a 200 bar de presión el volumen comprimido resulta también 0,113 litros, porque se comprimió más un gas de menor densidad, de manera que la altitud no afecta en el volumen necesario del tanque de GNV.
PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES
El precio de la gasolina es de Bs 3,74 por litro y su poder calorífico 20.750 BTU/libra (33.395 BTU/litro), mientras que el precio del GNV es de Bs 1,66 por metro cúbico y su poder calorífico 1.000 BTU/pie3 (35.315 BTU/m3), lo que significa que en la gasolina por cada boliviano se compra 8.929 BTU y en el GNV por cada boliviano se compra 21.274 BTU, resultando que el costo energético del GNV es el 42 % del de la gasolina.
CONCLUSIONES
1. La gasolina produce un 12 % más de bióxido de carbono que el gas natural, de modo que este combustible es ligeramente más limpio. Además el GNV no produce emisiones de plomo ni de azufre.
2. Como residuo de la combustión el GNV produce un 58 % más de agua que la gasolina, lo que podría producir un mayor desgaste de los motores a combustión, como sienten algunos operadores de vehículos a GNV.
3. El gas natural necesita 14 % más de oxígeno que la gasolina para su combustión y ésta podría ser la causa por la que su rendimiento es menor, especialmente en ciudades situadas en elevada altitud como La Paz.
4. Para tener la misma autonomía de recorrido, en un vehículo a GNV el volumen de su tanque de combustible debería ser 4,8 veces mayor que el de un vehículo a gasolina, lo que en las condiciones actuales en que los tanques de los vehículos están diseñados para combustibles líquidos y no existen surtidores de GNV en las poblaciones entre ciudades, no favorece su utilización en distancias largas.
5. Con los precios actuales, un vehículo que funciona adecuadamente con GNV debería tener un costo de combustible del 42 % comparado con el de la gasolina.
6. La altitud no influye en el volumen necesario del tanque de GNV.
7. Contra lo que muchos creen, el gas natural tiene un poder calorífico ligeramente superior al de la gasolina.
El mucho menor costo de combustible de un vehículo accionado a GNV, su menor contaminación y la existencia de gas natural en el país, son factores determinantes para masificar en primera instancia su consumo en los vehículos de servicio urbano. Además en el futuro la diferencia de precios entre la gasolina y el GNV tenderá a incrementarse, paralelamente a la ya insostenible subvención a los hidrocarburos líquidos, que aumenta con el consumo nacional y con el contrabando, acicateado por la diferencia del precio internacional que rige en los países vecinos y el precio subvencionado en el nuestro.
(*) Ing. de Minas, Exministro de Minería
Combustibles de Bolivia llegan al Perú
La salida de carburantes de Bolivia hacia el vecino país es indiscriminada. Falta control.
Pese al control fronterizo militar para evitar el contrabando de combustibles bolivianos su comercialización continúa en la población peruana del Desaguadero a precios mayores que los fijados en Bolivia, según verificó La Prensa.
En la avenida Panamericana de esa población, los comerciantes de gasolina, diésel y gas licuado de petróleo ofertan el producto boliviano en grandes cantidades y a precios altos.
Pese a que la Ley 100, de Desarrollo y Seguridad de las Fronteras, prohibe el transporte de gas licuado en vehículos no autorizados ni almacenar el carburante en tiendas, depósitos o en domicilios particulares, el contrabando continúa y evade el control fronterizo.
La Prensa consultó a los vendedores peruanos de combustibles el origen del producto e indicaron que llegan de Bolivia.
"La gasolina, el petróleo (diésel) y el gas que se vende en esta parte del Desaguadero son de Bolivia y nuestros proveedores son bolivianos", dijo un comerciante peruano que pidió reserva.
Explicó que las personas utilizan diferentes formas para meter el producto al Perú.
"Ellos traen los combustibles poco a poco. Entre los pañales, entre otros productos en bolsas sintéticas de 10 litros en los carritos de carga que son tirados por bicicletas, que no son requisados".
En la avenida Panamericana del Desaguadero peruano, se observó más de 30 tiendas que distribuyen la gasolina y el diésel por galones de 3,75 litros.
"Nosotros vendemos toda la cantidad que nos solicitan porque estamos bien abastecidos. Compramos a bajos precios y vendemos a un monto poco menor del que se vende en nuestro país. Hay un margen de ganancia".
diferencias comerciales. En Bolivia, un litro de gasolina especial cuesta 3,73 bolivianos; la gasolina premium, 4,79 y el diésel, 3,72.
Estos mismos productos en el mercado ilegal de Perú tienen un precio promedio entre 9 y 10 bolivianos que varía de acuerdo con las fluctuaciones del nuevo sol.
El precio, en consecuencia, de los carburantes bolivianos en la nación vecina se triplica.
La venta de los combustibles se realiza en bidones, botellas pet de dos litros o envases de mayor volumen.
En el caso del gas licuado se pudo observar la venta de este producto garrafas bolivianas que, sin contenido, en Bolivia cuestan entre 200 y 230 bolivianos y solamente el gas licuado cuesta 22,50 bolivianos.
En la banda peruana de Desaguadero, el precio del envase y el contenido del producto boliviano tiene un rango de entre 340 y 370 bolivianos y, solamente, el gas licuado, 75 y 90 bolivianos.
En el recorrido por la avenida Panamericana se observó una gran cantidad de garrafas de color amarillo de origen boliviano y los botellones peruanos que se identifican por los colores que tienen y que varían entre azul, morado y celeste.
Entretanto, las autoridades bolivianas aseguran que luchan en contra del contrabando de combustibles, pero sus esfuerzos parecen no tener éxito, de acuerdo con lo observado en la frontera.
El artículo 226 del código penal establece que la persona que almacene o comercialice diésel, gasolina o gas licuado de petróleo sin estar autorizado por la entidad competente será sancionado con privación de libertad de tres a seis años.
755 millones de dólares destinará el Gobierno para subvencionar los hidrocarburos en 2012.
Pese al control fronterizo militar para evitar el contrabando de combustibles bolivianos su comercialización continúa en la población peruana del Desaguadero a precios mayores que los fijados en Bolivia, según verificó La Prensa.
En la avenida Panamericana de esa población, los comerciantes de gasolina, diésel y gas licuado de petróleo ofertan el producto boliviano en grandes cantidades y a precios altos.
Pese a que la Ley 100, de Desarrollo y Seguridad de las Fronteras, prohibe el transporte de gas licuado en vehículos no autorizados ni almacenar el carburante en tiendas, depósitos o en domicilios particulares, el contrabando continúa y evade el control fronterizo.
La Prensa consultó a los vendedores peruanos de combustibles el origen del producto e indicaron que llegan de Bolivia.
"La gasolina, el petróleo (diésel) y el gas que se vende en esta parte del Desaguadero son de Bolivia y nuestros proveedores son bolivianos", dijo un comerciante peruano que pidió reserva.
Explicó que las personas utilizan diferentes formas para meter el producto al Perú.
"Ellos traen los combustibles poco a poco. Entre los pañales, entre otros productos en bolsas sintéticas de 10 litros en los carritos de carga que son tirados por bicicletas, que no son requisados".
En la avenida Panamericana del Desaguadero peruano, se observó más de 30 tiendas que distribuyen la gasolina y el diésel por galones de 3,75 litros.
"Nosotros vendemos toda la cantidad que nos solicitan porque estamos bien abastecidos. Compramos a bajos precios y vendemos a un monto poco menor del que se vende en nuestro país. Hay un margen de ganancia".
diferencias comerciales. En Bolivia, un litro de gasolina especial cuesta 3,73 bolivianos; la gasolina premium, 4,79 y el diésel, 3,72.
Estos mismos productos en el mercado ilegal de Perú tienen un precio promedio entre 9 y 10 bolivianos que varía de acuerdo con las fluctuaciones del nuevo sol.
El precio, en consecuencia, de los carburantes bolivianos en la nación vecina se triplica.
La venta de los combustibles se realiza en bidones, botellas pet de dos litros o envases de mayor volumen.
En el caso del gas licuado se pudo observar la venta de este producto garrafas bolivianas que, sin contenido, en Bolivia cuestan entre 200 y 230 bolivianos y solamente el gas licuado cuesta 22,50 bolivianos.
En la banda peruana de Desaguadero, el precio del envase y el contenido del producto boliviano tiene un rango de entre 340 y 370 bolivianos y, solamente, el gas licuado, 75 y 90 bolivianos.
En el recorrido por la avenida Panamericana se observó una gran cantidad de garrafas de color amarillo de origen boliviano y los botellones peruanos que se identifican por los colores que tienen y que varían entre azul, morado y celeste.
Entretanto, las autoridades bolivianas aseguran que luchan en contra del contrabando de combustibles, pero sus esfuerzos parecen no tener éxito, de acuerdo con lo observado en la frontera.
El artículo 226 del código penal establece que la persona que almacene o comercialice diésel, gasolina o gas licuado de petróleo sin estar autorizado por la entidad competente será sancionado con privación de libertad de tres a seis años.
755 millones de dólares destinará el Gobierno para subvencionar los hidrocarburos en 2012.
YPFB contrata a los mejores 20 egresados de Ingeniería y Geofísica
Una veintena de estudiantes sobresalientes y egresados de las carreras de Ingeniería Petrolera y de Geología de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA) de La Paz y la Universidad Gabriel René Moreno de Santa Cruz, fueron incorporados a YPFB Corporación tras un proceso de selección y calificación, según confirmó el director de Recursos Humanos de la estatal petrolera, Luis Núñez Sangueza.
Los 20 serán capacitados para formar equipos técnicos operativos de geofísica de la estatal petrolera. Los egresados calificaron con un promedio superior a 85 por ciento y firmarán un compromiso laboral exclusivo de al menos tres años de permanencia irrenunciable en la petrolera, tiempo en el que deberán demostrar capacidad, suficiencia, compromiso y trabajo en equipo para desarrollar las tareas de campo especializadas.
Los 20 serán capacitados para formar equipos técnicos operativos de geofísica de la estatal petrolera. Los egresados calificaron con un promedio superior a 85 por ciento y firmarán un compromiso laboral exclusivo de al menos tres años de permanencia irrenunciable en la petrolera, tiempo en el que deberán demostrar capacidad, suficiencia, compromiso y trabajo en equipo para desarrollar las tareas de campo especializadas.
sábado, 26 de mayo de 2012
Quieren garantizar el GLP con operativos
Mientras el índice de consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) crece casi a un 2% cada año, la Agencia Nacional de Hidrocarburos pretende garantizar el abastecimiento del hidrocarburo con operativos para evitar el contrabando, aunque pese a no informar sobre las acciones para prevenir la escasez, también indicó que se están tomando las previsiones para evitarla en el periodo de invierno.
De acuerdo a datos estadísticos del Instituto Nacional de Estadísticas (INE), en 2005 el índice de consumo fue de 184,83 toneladas, mientras que en 2010 la cifra sube a 213,27 toneladas, lo que significa un crecimiento del 9,34% solo en cinco años.
Operativos. El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, garantizó ayer el normal abastecimiento de GLP durante los meses de invierno, en los que el consumo del carburante se incrementa en todo el país. “Invierno es una etapa dura, por lo que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, en coordinación con la ANH, está tomando todas las previsiones para abastecer el mercado”, apuntó el ejecutivo.
La estatal YPFB es la entidad encargada de la distribución de GLP en los nueve departamentos, mientras que la ANH tiene la responsabilidad que el producto llegue a los hogares bolivianos mediante dos políticas puntuales.
La primera de ellas es evitar, a través de los comandos conjuntos de las Fuerzas Armadas, que el producto se desvíe al contrabando, particularmente hacia Perú y Brasil, y la segunda es desarrollar continuamente campañas informativas y operativos de control contra el almacenamiento, la reventa y la comercialización ilegal del Gas Licuado.
La garrafa de GLP en Bolivia cuesta Bs 22,50, pero en la frontera con Perú sube a Bs 90 y pasando la frontera se incrementa hasta Bs 120.
Norma. La Ley 100, de Desarrollo y Seguridad de las Fronteras, señala la prohibición de transportar GLP en vehículos no autorizados ni almacenar el carburante en tiendas, depósitos o en domicilios particulares no autorizadas.
La norma, que incorpora el artículo 226 del Código Penal, establece que la persona que “almacene o comercialice diesel, gasolina o GLP, sin estar autorizada será sancionada.
De acuerdo a datos estadísticos del Instituto Nacional de Estadísticas (INE), en 2005 el índice de consumo fue de 184,83 toneladas, mientras que en 2010 la cifra sube a 213,27 toneladas, lo que significa un crecimiento del 9,34% solo en cinco años.
Operativos. El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, garantizó ayer el normal abastecimiento de GLP durante los meses de invierno, en los que el consumo del carburante se incrementa en todo el país. “Invierno es una etapa dura, por lo que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, en coordinación con la ANH, está tomando todas las previsiones para abastecer el mercado”, apuntó el ejecutivo.
La estatal YPFB es la entidad encargada de la distribución de GLP en los nueve departamentos, mientras que la ANH tiene la responsabilidad que el producto llegue a los hogares bolivianos mediante dos políticas puntuales.
La primera de ellas es evitar, a través de los comandos conjuntos de las Fuerzas Armadas, que el producto se desvíe al contrabando, particularmente hacia Perú y Brasil, y la segunda es desarrollar continuamente campañas informativas y operativos de control contra el almacenamiento, la reventa y la comercialización ilegal del Gas Licuado.
La garrafa de GLP en Bolivia cuesta Bs 22,50, pero en la frontera con Perú sube a Bs 90 y pasando la frontera se incrementa hasta Bs 120.
Norma. La Ley 100, de Desarrollo y Seguridad de las Fronteras, señala la prohibición de transportar GLP en vehículos no autorizados ni almacenar el carburante en tiendas, depósitos o en domicilios particulares no autorizadas.
La norma, que incorpora el artículo 226 del Código Penal, establece que la persona que “almacene o comercialice diesel, gasolina o GLP, sin estar autorizada será sancionada.
viernes, 25 de mayo de 2012
Hallan en Brasil una de las mayores reservas de petróleo y gas del mundo
a petrolera Repsol informó mediante un comunicado de prensa que el emprendimiento conjunto Repsol Sinopec Brasil que tiene con sus socios Petrobras y Statoil, encontró un importante yacimiento de petróleo y gas en el bloque BM-C-33 en Brasil.
La actividad exploratoria de Repsol en los últimos años ha permitido a la compañía obtener descubrimientos entre los cinco mayores del mundo en los últimos seis años.
“Es uno de los mayores yacimientos en el mundo en 2012”, dijo la firma española, que estima los recursos de hidrocarburos en el pozo en más de 700 millones de barriles de crudo ligero y en 3 TCF de gas, equivalentes a 545 millones de barriles de petróleo.
Repsol Sinopec Brasil opera esta concesión con un 35% de participación en el consorcio formado por Statoil (35%) y Petrobras (30%).
IMPACTO EN BOLIVIA
El analista económico Gonzalo Chávez explicó que Brasil se consolida desde hace varios años atrás como una potencia energética y el impacto que tendrá este nuevo descubrimiento en el país vecino, será negativo para Bolivia.
“Bolivia va a perder capacidad cuando llegue el momento de renegociar el contrato de provisión de gas que está previsto para el 2020, pero se va a empezar a hablar de este tema en un par de años más, para definir los precios, entonces vamos a tener que disputar nuevos precios y no vamos a estar en una posición ventajosa”, indicó.
Recordó que el Estado se concentró en la exportación de materia prima sin valor agregado, aprovechando una época de bonanza económica gracias a los altos precios internacionales, que puede terminarse en cualquier momento, relegando a un segundo plano el potenciamiento del aparato productivo nacional.
“Cuando el gas se haga gas vamos a tener problemas, porque ningún gobierno ha sido capaz de encarar una verdadera diversificación productiva que genere fuentes de empleo que se necesita para impulsar a la economía, sin depender tanto de los recursos naturales no renovables”.
DATOS
- Brasil es el mayor mercado del gas boliviano con compras de entre 24 y 31 millones de metros cúbicos diarios dependiendo de la demanda estacional.
- Se exportó a Brasil el tope de la demanda con 31.64 millones de metros cúbicos por día, registrado el 10 de marzo de este año.
- Argentina es el segundo mercado con el que recientemente ha incrementado progresivamente sus importaciones de gas hasta el 2020.
La actividad exploratoria de Repsol en los últimos años ha permitido a la compañía obtener descubrimientos entre los cinco mayores del mundo en los últimos seis años.
“Es uno de los mayores yacimientos en el mundo en 2012”, dijo la firma española, que estima los recursos de hidrocarburos en el pozo en más de 700 millones de barriles de crudo ligero y en 3 TCF de gas, equivalentes a 545 millones de barriles de petróleo.
Repsol Sinopec Brasil opera esta concesión con un 35% de participación en el consorcio formado por Statoil (35%) y Petrobras (30%).
IMPACTO EN BOLIVIA
El analista económico Gonzalo Chávez explicó que Brasil se consolida desde hace varios años atrás como una potencia energética y el impacto que tendrá este nuevo descubrimiento en el país vecino, será negativo para Bolivia.
“Bolivia va a perder capacidad cuando llegue el momento de renegociar el contrato de provisión de gas que está previsto para el 2020, pero se va a empezar a hablar de este tema en un par de años más, para definir los precios, entonces vamos a tener que disputar nuevos precios y no vamos a estar en una posición ventajosa”, indicó.
Recordó que el Estado se concentró en la exportación de materia prima sin valor agregado, aprovechando una época de bonanza económica gracias a los altos precios internacionales, que puede terminarse en cualquier momento, relegando a un segundo plano el potenciamiento del aparato productivo nacional.
“Cuando el gas se haga gas vamos a tener problemas, porque ningún gobierno ha sido capaz de encarar una verdadera diversificación productiva que genere fuentes de empleo que se necesita para impulsar a la economía, sin depender tanto de los recursos naturales no renovables”.
DATOS
- Brasil es el mayor mercado del gas boliviano con compras de entre 24 y 31 millones de metros cúbicos diarios dependiendo de la demanda estacional.
- Se exportó a Brasil el tope de la demanda con 31.64 millones de metros cúbicos por día, registrado el 10 de marzo de este año.
- Argentina es el segundo mercado con el que recientemente ha incrementado progresivamente sus importaciones de gas hasta el 2020.
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YPFB participa de convención petrolera internacional en Indonesia
acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se presenta en el “36th Annual IPA Convention and Exhibition en Yakarta”, Indonesia, donde dará a conocer las oportunidades de desarrollar proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos en Bolivia.
El evento concentra a más de 100 empresas expositoras y dos mil participantes de todo el mundo, entendidos en el rubro. Las 15 áreas bolivianas que se ofertan, poseen un potencial de 13 trillones de pies cúbicos (TCF por su nomenclatura en inglés) de recursos prospectivos de gas natural y de 900 millones de barriles de petróleo. Están disponibles 46 áreas para negociar de forma directa.
El evento concentra a más de 100 empresas expositoras y dos mil participantes de todo el mundo, entendidos en el rubro. Las 15 áreas bolivianas que se ofertan, poseen un potencial de 13 trillones de pies cúbicos (TCF por su nomenclatura en inglés) de recursos prospectivos de gas natural y de 900 millones de barriles de petróleo. Están disponibles 46 áreas para negociar de forma directa.
jueves, 24 de mayo de 2012
ANH instalará sistema GPS a 1.000 cisternas que transportan carburantes
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) informó que instalará un moderno sistema de control en al menos 1.000 vehículos cisternas que trabajan con las empresas del Estado, como medida inmediata para evitar el contrabando de carburantes a los países vecinos.
El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, citado en un boletín de prensa de esa institución, señaló que el objetivo es que la gasolina y el diesel oíl que tienen precio subvencionado en el país no se desvíen al mercado ilegal.
Señaló que para aplicar esa política, la ANH adquirió un paquete de 1.000 chips de control con el Sistema de Posicionamiento Global (GPS), a un precio de 200 dólares americanos la unidad, que serán instalados de forma gratuita pero obligatoria en cada vehículo de transporte de hidrocarburos que tiene contrato con el Estado.
El chip de control permitirá el rastreo satelital del vehículo que transporta hidrocarburos, brindará información exacta sobre su ubicación y alertará de forma inmediata si se desvía de su ruta.
"Este sistema se instalará a los cisternas que van de una planta de almacenamiento a una estación de servicio, a las que van de planta a planta y a las que transportan el producto a las zonas donde no tenemos ductos como a Trinidad, por ejemplo", precisó Medrano.
Este año, en distintos operativos, realizados en las fronteras decomisaron importantes cantidades de combustible que se pretendían desviar al mercado ilegal y entre las acciones incautaron 12 cisternas, con gasolina en unos casos y diesel en otras, que fueron estregadas en custodia a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
"Y ahora con la nueva tecnología estaríamos dando un golpe casi mortal al contrabando de hidrocarburos, porque es a través de las cisternas por donde sale masivamente el diesel y la gasolina del país", sostuvo el ejecutivo de la ANH.
En una segunda fase del proyecto de instalación de chips se aplicará a las cisternas que operan en el transporte de aceite comestible, alcohol y a los que ingresan productos de importación.
El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, citado en un boletín de prensa de esa institución, señaló que el objetivo es que la gasolina y el diesel oíl que tienen precio subvencionado en el país no se desvíen al mercado ilegal.
Señaló que para aplicar esa política, la ANH adquirió un paquete de 1.000 chips de control con el Sistema de Posicionamiento Global (GPS), a un precio de 200 dólares americanos la unidad, que serán instalados de forma gratuita pero obligatoria en cada vehículo de transporte de hidrocarburos que tiene contrato con el Estado.
El chip de control permitirá el rastreo satelital del vehículo que transporta hidrocarburos, brindará información exacta sobre su ubicación y alertará de forma inmediata si se desvía de su ruta.
"Este sistema se instalará a los cisternas que van de una planta de almacenamiento a una estación de servicio, a las que van de planta a planta y a las que transportan el producto a las zonas donde no tenemos ductos como a Trinidad, por ejemplo", precisó Medrano.
Este año, en distintos operativos, realizados en las fronteras decomisaron importantes cantidades de combustible que se pretendían desviar al mercado ilegal y entre las acciones incautaron 12 cisternas, con gasolina en unos casos y diesel en otras, que fueron estregadas en custodia a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
"Y ahora con la nueva tecnología estaríamos dando un golpe casi mortal al contrabando de hidrocarburos, porque es a través de las cisternas por donde sale masivamente el diesel y la gasolina del país", sostuvo el ejecutivo de la ANH.
En una segunda fase del proyecto de instalación de chips se aplicará a las cisternas que operan en el transporte de aceite comestible, alcohol y a los que ingresan productos de importación.
Gobernación de Tarija licita proyecto “Sala de Control de Hidrocarburos”
El director administrativo de la Gobernación de Tarija, Eloy Jurado, informó el miércoles que fue licitado el proyecto denominado “Sala de Control de Hidrocarburos”, que tiene el propósito de monitorear toda la información sobre las actividades y recursos que generan los campos hidrocarburíferos de ese departamento sureño.
“El pasado viernes se procedió a la licitación de ese proyecto que tendrá una inversión de 400 mil bolivianos, aproximadamente, y que permitirá realizar el monitoreo correspondiente de los recursos hidrocarburíferos departamentales”, dijo.
Por su parte, el secretario de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Gobernación de Tarija, Dino Beltrán, precisó que ese proyecto permitirá controlar lo que sucede en los campos gasíferos, petroleros, plantas separadoras, perforación de pozos y otros, sobre la generación, la quema, la producción de líquidos, exportaciones, consumo interno y las acciones asumidas ante posibles contingencias, entre otros aspectos.
“El pasado viernes se procedió a la licitación de ese proyecto que tendrá una inversión de 400 mil bolivianos, aproximadamente, y que permitirá realizar el monitoreo correspondiente de los recursos hidrocarburíferos departamentales”, dijo.
Por su parte, el secretario de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Gobernación de Tarija, Dino Beltrán, precisó que ese proyecto permitirá controlar lo que sucede en los campos gasíferos, petroleros, plantas separadoras, perforación de pozos y otros, sobre la generación, la quema, la producción de líquidos, exportaciones, consumo interno y las acciones asumidas ante posibles contingencias, entre otros aspectos.
YPFB inicia exploración en área Itaguazurenda
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que inició actividades del proyecto de Sísmica 3D Itaguazurenda, en el municipio cruceño de Charagua, con la contratación de personal del lugar y comunidades aledañas, luego de cumplir con la consulta y obtener la licencia ambiental.
El gerente nacional de Exploración y Explotación, Donald Osinaga, explicó en un comunicado que el plan inicial es perforar un pozo exploratorio en la estructura de Itaguazurenda, para lo cual se han realizado estudios geológicos e interpretaciones de datos a partir del 2008.
El área de Itaguazurenda se halla en parte dentro la Tierra Comunitaria de Origen (TCO) Parapitiguasu. Desde 2009, YPFB, a través de su Gerencia de Exploración y Explotación, comenzó una serie de reuniones con esta TCO para explicar el detalle técnico de los planes y programas a desarrollarse.
“Luego de haber socializado las acciones en el área de interés, se obtuvo la licencia ambiental, gracias al trabajo entre el personal de la Dirección Nacional de Medio Ambiente, técnicos de la gerencia de la estatal petrolera y comunarios de la TCO Parapitiguasu, quienes eligieron a dos representantes para que acompañen el trabajo realizado”, informó.
El gerente nacional de Exploración y Explotación, Donald Osinaga, explicó en un comunicado que el plan inicial es perforar un pozo exploratorio en la estructura de Itaguazurenda, para lo cual se han realizado estudios geológicos e interpretaciones de datos a partir del 2008.
El área de Itaguazurenda se halla en parte dentro la Tierra Comunitaria de Origen (TCO) Parapitiguasu. Desde 2009, YPFB, a través de su Gerencia de Exploración y Explotación, comenzó una serie de reuniones con esta TCO para explicar el detalle técnico de los planes y programas a desarrollarse.
“Luego de haber socializado las acciones en el área de interés, se obtuvo la licencia ambiental, gracias al trabajo entre el personal de la Dirección Nacional de Medio Ambiente, técnicos de la gerencia de la estatal petrolera y comunarios de la TCO Parapitiguasu, quienes eligieron a dos representantes para que acompañen el trabajo realizado”, informó.
miércoles, 23 de mayo de 2012
Denuncian en Beni escasez de gas y venta de gasolina a mayor precio
Los pobladores de Riberalta sufren por el desabastecimiento de gas licuado de petróleo (GLP) y el diputado de Convergencia Nacional, Osney Martínez, denunció que en ciudades como San Borja y Trinidad están comercializando la gasolina al doble de su precio.
Según reportes de la policía caminera, varios camiones de YPFB se encuentran varados en la carretera Riberalta-Trinidad por el mal estado del camino debido las lluvias de las últimas semanas.
Los riberalteños exigen que la estatal petrolera pueda transportar el GLP por los ríos para que al menos 25 mil familias reciban gas.
Paralelamente, el diputado beniano Osney Martínez aseguró que en San Borja y Trinidad algunos negocios están comercializando el litro de gasolina en cinco y siete bolivianos, cuando el precio oficial para el consumidor es de 3,78. “Esto está generando escases y el alza de los precios en algunos artículos de primera necesidad”, dijo en un reporte de radio Panamericana.
Según reportes de la policía caminera, varios camiones de YPFB se encuentran varados en la carretera Riberalta-Trinidad por el mal estado del camino debido las lluvias de las últimas semanas.
Los riberalteños exigen que la estatal petrolera pueda transportar el GLP por los ríos para que al menos 25 mil familias reciban gas.
Paralelamente, el diputado beniano Osney Martínez aseguró que en San Borja y Trinidad algunos negocios están comercializando el litro de gasolina en cinco y siete bolivianos, cuando el precio oficial para el consumidor es de 3,78. “Esto está generando escases y el alza de los precios en algunos artículos de primera necesidad”, dijo en un reporte de radio Panamericana.
Senadora cuestiona regalías sobre megacampo Margarita
La senadora tarijeña por Convergencia Nacional (CN) María Elena Méndez, expresó que los porcentajes que se dieron a conocer en una separata emitida por la Gaffney Cline and Associates, no están acordes a la realidad en torno a la distribución de regalías que se debe efectuar por la explotación del campo gasífero Margarita.
La senadora expresó que existe molestia en la población tarijeña al observar que se estaría cometían una injusticia con dicha población, al entregarlo sólo el 70% de las regalías al departamento y no así el 75% como señala la separata emitida por Gaffney Cline and Associates, empresa encargada de realizar la evaluación de conectividad del campo gasífero entre Tarija y Chuquisaca.
Ante esta desconcordia de porcentajes, la senadora expresó que solicitará el, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, de un informe del porque las cifras no coincidirían.
“La Gaffney Cline alegremente sacan una separata diciendo que el 75% es de Tarija y el 25% es de Chuquisaca, pero cuando se efectúa un análisis matemático no es cierto que Tarija va con el 75% sino sólo con el 70% y el 30% para Chuquisaca, por eso hay que decir que hasta la fecha no témenos un informe serio de la Gaffney Clay”, argumentó.
Solicitó que la empresa dé a conocer toda la documentación que posee para evitar incongruencias futuras y mayores afectaciones a ambos departamentos. Chuquisaca y Tarija deben compartir regalías por el megacampo Margarita, después del estudio realizad por la empresa citada.
La senadora expresó que existe molestia en la población tarijeña al observar que se estaría cometían una injusticia con dicha población, al entregarlo sólo el 70% de las regalías al departamento y no así el 75% como señala la separata emitida por Gaffney Cline and Associates, empresa encargada de realizar la evaluación de conectividad del campo gasífero entre Tarija y Chuquisaca.
Ante esta desconcordia de porcentajes, la senadora expresó que solicitará el, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, de un informe del porque las cifras no coincidirían.
“La Gaffney Cline alegremente sacan una separata diciendo que el 75% es de Tarija y el 25% es de Chuquisaca, pero cuando se efectúa un análisis matemático no es cierto que Tarija va con el 75% sino sólo con el 70% y el 30% para Chuquisaca, por eso hay que decir que hasta la fecha no témenos un informe serio de la Gaffney Clay”, argumentó.
Solicitó que la empresa dé a conocer toda la documentación que posee para evitar incongruencias futuras y mayores afectaciones a ambos departamentos. Chuquisaca y Tarija deben compartir regalías por el megacampo Margarita, después del estudio realizad por la empresa citada.
Exportación. A Brasil se despachó un promedio de 27 millones de metros cúbicos día y hacia Argentina unos 8 millones.
Según datos de YPFB Corporación, en abril se comercializó un promedio de 35,85 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural a los mercados de Brasil y Argentina, el volumen es menor al de marzo (39,19 MMmcd) y de febrero (45,74 MMmcd). "En abril hubo una pequeña reducción en las ventas del energético al mercado externo debido a que se programó tres paros técnicos en las plantas de Sábalo, Margarita y San Alberto con la finalidad de realizar trabajos de mantenimiento e interconexión destinados a elevar la producción de gas natural y líquidos asociados en estos megacampos", explicó el director nacional de Gas Natural de la estatal petrolera, Jorge Sosa.
Las razones. La merma en las ventas se debe a su vez en una disminución de la oferta por el mantenimiento en los grandes megacampos. Entre el 1 y el 3 de abril se realizaron trabajos de inspección de intercambiadores de calor en la Planta de Procesamiento de Gas Sábalo (San Antonio), operado por la compañía Petrobras Bolivia S.A., cumpliendo el Programa de Inspección e Integridad de Equipos.
Del mismo modo, entre el 4 y el 6 de abril se realizó tareas referentes a la instalación de un módulo adicional de tratamiento de gas en la planta del campo Margarita, operada por la empresa Repsol.
Por países. Se destinó al mercado brasileño un volumen promedio de gas natural de 27,74 MMmcd, menor a marzo (30,84 MMmcd) y febrero (28,06 MMmcd). El máximo contractual es 30,7 millones de MCD. A Argentina se envió 8,11 MMmcd, también menos que en marzo (8,35 MMmcd) y febrero (9,57 MMmcd). El mínimo es 11 MMmcd, de acuerdo al contrato.
Las razones. La merma en las ventas se debe a su vez en una disminución de la oferta por el mantenimiento en los grandes megacampos. Entre el 1 y el 3 de abril se realizaron trabajos de inspección de intercambiadores de calor en la Planta de Procesamiento de Gas Sábalo (San Antonio), operado por la compañía Petrobras Bolivia S.A., cumpliendo el Programa de Inspección e Integridad de Equipos.
Del mismo modo, entre el 4 y el 6 de abril se realizó tareas referentes a la instalación de un módulo adicional de tratamiento de gas en la planta del campo Margarita, operada por la empresa Repsol.
Por países. Se destinó al mercado brasileño un volumen promedio de gas natural de 27,74 MMmcd, menor a marzo (30,84 MMmcd) y febrero (28,06 MMmcd). El máximo contractual es 30,7 millones de MCD. A Argentina se envió 8,11 MMmcd, también menos que en marzo (8,35 MMmcd) y febrero (9,57 MMmcd). El mínimo es 11 MMmcd, de acuerdo al contrato.
martes, 22 de mayo de 2012
YPFB exportó en abril 35,8 MMmcd de gas natural a Brasil y Argentina
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) durante abril, comercializó un promedio de 35,85 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a los mercados de Brasil y Argentina, informó el director nacional de Gas Natural de la estatal petrolera, Jorge Sosa Suárez.
"En abril hubo una pequeña reducción en las ventas del energético al mercado externo debido a que se programó tres paros técnicos en las plantas de Sábalo, Margarita y San Alberto con la finalidad de realizar trabajos de mantenimiento e interconexión destinados a elevar la producción de gas natural y líquidos asociados en estos megacampos", explicó Sosa, citado en un boletín de prensa de la empresa estatal.
Entre el 1 y el 3 de abril se realizaron trabajos de inspección de intercambiadores de calor en la Planta de Procesamiento de Gas Sábalo (San Antonio), operado por la compañía Petrobras Bolivia S.A, cumpliendo el Programa de Inspección e Integridad de Equipos.
"Estos trabajos en San Antonio permitieron realizar labores de integridad de la planta y el Condicionamiento al final del tercer módulo de producción que se ha instalado recientemente", indicó Sosa.
Del mismo modo, entre el 4 y el 6 de abril se realizó tareas referentes a la instalación de un módulo adicional de tratamiento de gas en la planta del campo Margarita, operada por la empresa Repsol.
"Estos trabajos en Margarita posibilitaron hacer la interconexión entre la nueva planta de procesamiento de gas y la planta actual, lo que permitió incrementar la producción de gas en 6 MMmcd adicionales", detalló Sosa.
Finalmente, en la Planta de Gas San Alberto operada por la empresa Petrobras Bolivia S.A., durante 11 días se realizaron trabajos de instalación de Válvulas Selectoras Doble PSV (válvula selectora de presión) a nueve equipos críticos de la Fase I y doce equipos críticos Fase II.
"En abril hubo una pequeña reducción en las ventas del energético al mercado externo debido a que se programó tres paros técnicos en las plantas de Sábalo, Margarita y San Alberto con la finalidad de realizar trabajos de mantenimiento e interconexión destinados a elevar la producción de gas natural y líquidos asociados en estos megacampos", explicó Sosa, citado en un boletín de prensa de la empresa estatal.
Entre el 1 y el 3 de abril se realizaron trabajos de inspección de intercambiadores de calor en la Planta de Procesamiento de Gas Sábalo (San Antonio), operado por la compañía Petrobras Bolivia S.A, cumpliendo el Programa de Inspección e Integridad de Equipos.
"Estos trabajos en San Antonio permitieron realizar labores de integridad de la planta y el Condicionamiento al final del tercer módulo de producción que se ha instalado recientemente", indicó Sosa.
Del mismo modo, entre el 4 y el 6 de abril se realizó tareas referentes a la instalación de un módulo adicional de tratamiento de gas en la planta del campo Margarita, operada por la empresa Repsol.
"Estos trabajos en Margarita posibilitaron hacer la interconexión entre la nueva planta de procesamiento de gas y la planta actual, lo que permitió incrementar la producción de gas en 6 MMmcd adicionales", detalló Sosa.
Finalmente, en la Planta de Gas San Alberto operada por la empresa Petrobras Bolivia S.A., durante 11 días se realizaron trabajos de instalación de Válvulas Selectoras Doble PSV (válvula selectora de presión) a nueve equipos críticos de la Fase I y doce equipos críticos Fase II.
YPFB quiere exportar fertilizantes a vecinos
LA UREA ES UN FERTILIZANTE MUY COTIZADO.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), planea exportar fertilizantes derivados del gas como el amoniaco urea, a los mercados de Brasil y Argentina, anunció el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas.
El proyecto tiene por objetivo producir fertilizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo. Según Villegas a partir del 2015 se pretende producir aproximadamente 650.000 toneladas anuales de urea.
“Tenemos tres mercados para el destino de la urea: el mercado interno que prácticamente va sustituir el 100% de la importación, luego tenemos una demanda en el norte argentino, es decir, en todas las provincias limítrofes o cercanas a territorio boliviano y demanda de Brasil”, dijo.
Explicó que en los países vecinos se advirtió un déficit en la producción de fertilizantes, de tal manera que las compañías internacionales Ferrostaal, Saipem, KBR, Tecnimont, Technip y UDE expresaron su interés en desarrollar el proyecto de agrofertilizantes Amoniaco Urea que elevará la productividad del sector agrícola en Bolivia.
El proyecto se enmarca en el Plan de Industrialización que lleva adelante YPFB, se determinó que la Planta de Amoniaco Urea funcione en la región de Bulo Bulo, Carrasco del departamento de Cochabamba, desde donde cubrirá la demanda del mercado interno y contribuirá a elevar la productividad del sector agrícola en el país, los volúmenes excedentarios serán destinados a la exportación.
La estatal petrolera lanzó la convocatoria pública del proceso de contratación de una empresa internacional especializada en petroquímica que se encargue de realizar el PDP (paquete de diseño de proceso), FEED (Front end Engineering Design), ingeniería de detalle, procura, construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento asistido de las plantas de Amoniaco y Urea.
“Se ha terminado la ingeniería conceptual y está en proceso de licitación la ingeniería y diseño final. Las interesadas deben presentar sus propuestas el 20 de junio y el 23 de agosto se suscribirá el contrato de tal manera que el inicio de operaciones de esta planta sea el segundo semestre de 2015”, añadió.
Según Villegas con la planta se tendrá un abastecimiento de fertilizantes en el mercado interno, al recordar que el 100% de los fertilizantes son importados.
El consumo aproximado de gas natural de esta planta será de 0,34 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés). A partir del amoniaco, además de la urea, es posible producir una gama de fertilizantes y productos como el nitrato de amonio, bifostato diamónico, sulfato de amonio y otros que requieren fosfatos y sales de azufre.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), planea exportar fertilizantes derivados del gas como el amoniaco urea, a los mercados de Brasil y Argentina, anunció el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas.
El proyecto tiene por objetivo producir fertilizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo. Según Villegas a partir del 2015 se pretende producir aproximadamente 650.000 toneladas anuales de urea.
“Tenemos tres mercados para el destino de la urea: el mercado interno que prácticamente va sustituir el 100% de la importación, luego tenemos una demanda en el norte argentino, es decir, en todas las provincias limítrofes o cercanas a territorio boliviano y demanda de Brasil”, dijo.
Explicó que en los países vecinos se advirtió un déficit en la producción de fertilizantes, de tal manera que las compañías internacionales Ferrostaal, Saipem, KBR, Tecnimont, Technip y UDE expresaron su interés en desarrollar el proyecto de agrofertilizantes Amoniaco Urea que elevará la productividad del sector agrícola en Bolivia.
El proyecto se enmarca en el Plan de Industrialización que lleva adelante YPFB, se determinó que la Planta de Amoniaco Urea funcione en la región de Bulo Bulo, Carrasco del departamento de Cochabamba, desde donde cubrirá la demanda del mercado interno y contribuirá a elevar la productividad del sector agrícola en el país, los volúmenes excedentarios serán destinados a la exportación.
La estatal petrolera lanzó la convocatoria pública del proceso de contratación de una empresa internacional especializada en petroquímica que se encargue de realizar el PDP (paquete de diseño de proceso), FEED (Front end Engineering Design), ingeniería de detalle, procura, construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento asistido de las plantas de Amoniaco y Urea.
“Se ha terminado la ingeniería conceptual y está en proceso de licitación la ingeniería y diseño final. Las interesadas deben presentar sus propuestas el 20 de junio y el 23 de agosto se suscribirá el contrato de tal manera que el inicio de operaciones de esta planta sea el segundo semestre de 2015”, añadió.
Según Villegas con la planta se tendrá un abastecimiento de fertilizantes en el mercado interno, al recordar que el 100% de los fertilizantes son importados.
El consumo aproximado de gas natural de esta planta será de 0,34 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés). A partir del amoniaco, además de la urea, es posible producir una gama de fertilizantes y productos como el nitrato de amonio, bifostato diamónico, sulfato de amonio y otros que requieren fosfatos y sales de azufre.
Análisis del Banco Mundial señala que YPFB no impulsa la inversión
SEGÚN EL BANCO MUNDIAL YPFB NO TUVO LA CAPACIDAD DE IMPULSAR LA INVERSIÓN.
La inversión privada y la productividad de Bolivia son bajas, la informalidad es generalizada, no se impulsaron sectores estratégicos como hidrocarburos y la minería, además uno de los obstáculos para el crecimiento es el mal clima de negocios. Estas son algunas de las consideraciones del documento: “Alianza Estratégica con el país 2012-2015”, elaborado por el Banco Mundial (BM).
El análisis resalta que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no ha sido capaz de impulsar la inversión en el sector. Como resultado, la capacidad de producción de gas de Bolivia se ha estancado, retrasando el crecimiento de las exportaciones de gas a Argentina y otros mercados. “Los países vecinos están reduciendo su dependencia energética de Bolivia mediante el desarrollo de sus propias reservas y la construcción de plantas de gas natural licuado”.
Por otra parte las perspectivas de crecimiento de la minería son modestas dado que San Cristóbal (la empresa minera más grande del país) ya ha alcanzado su máxima capacidad y que otras inversiones se han retrasado.
“El desarrollo de las reservas de hierro de El Mutún y de las grandes reservas de litio de Uyuni ha sido más lento de lo previsto debido a la falta de suministro de energía, infraestructura de transporte insuficiente y la falta de inversiones”.
También se resalta que algunos sectores intensivos en mano de obra, en especial el de manufacturas, podrían verse limitados por la falta de inversión privada vinculada con el clima de inversiones global y la incertidumbre generada por las continuas reformas legales y las restricciones en el suministro de energía, señala el documento.
PERSPECTIVAS
ECONÓMICAS
Se prevé que el crecimiento converja a 3.8 % en el mediano plazo, que la inversión privada se mantendrá baja, en alrededor de 7 % del PIB, y que los precios de los productos básicos disminuyan, aunque modestamente, en los próximos años.
“El superávit de cuenta corriente podría disminuir a 1.4 % del PIB en el año 2015 si se estancaran las exportaciones mineras y gasíferas, disminuyeran las remesas y se elevaran las importacionesen respuesta a una fuerte demanda interna y a la apreciación real”.
“Se prevé que las reservas internacionales aumenten de 12 mil millones de dólares en 2011 a 18 mil millones en 2015. En el frente fiscal, el superávit podría disminuir gradualmente de 3.7% del PIB en 2011 a un nivel cercano al equilibrio o a un ligero déficit en 2013-15, bajo el supuesto de que los ingresos por hidrocarburos se estancaran y los gastos continuaran creciendo”.
También se anticipa que el gobierno central pueda incurrir en déficit y acumular deuda pero, como porcentaje del PIB, se prevé que la deuda pública bruta disminuya de 40% ciento en 2010 a 37 % en 2014 en la medida en que el PIB nominal crezca. Esta tendencia se revertiría al final del período de proyección debido al déficit fiscal emergente.
IMPACTO EXTERNO
Existen varios riesgos a la baja para el crecimiento económico. Un retroceso en la recuperación internacional podría afectar negativamente las perspectivas de Bolivia, erosionando los equilibrios externo y fiscal a través de la caída de los precios de los productos básicos, la reducción del volumen de exportaciones de gas a Brasil y Argentina y la disminución de las remesas desde España, Estados Unidos y Argentina.
“Las exportaciones de productos básicos representaron alrededor de 82 % de las exportaciones totales y 32% de los ingresos fiscales en 2010, y una caída significativa de los precios tendría implicancias tanto de cuenta corriente como en el balance fiscal. Si el gobierno tiene éxito en conseguir socios para llevar a cabo los proyectos de inversión anunciados, sobre todo en los sectores de minería y de hidrocarburos, las perspectivas de crecimiento a mediano plazo podrían mejorar de manera significativa”, indica el estudio.
Por otro lado, las altas reservas internacionales podrían aumentar la presión para gastar o consolidar un tipo de cambio fijo de facto afectando la capacidad de reacción ante choques externos. La situación fiscal también podría erosionarse por las presiones generadas por la descentralización y los costos relacionados con el proceso de nacionalización.
“Los obstáculos al crecimiento a más largo plazo deben ser abordados en cuanto a la infraestructura, el sector financiero y el clima de negocios. Importantes brechas de infraestructura y una débil capacidad institucional socavan las perspectivas de desarrollo de Bolivia”.
SECTOR FINANCIERO
El análisis del BM también destaca que el reciente aumento en el crecimiento del crédito, así como la fuerte dependencia en bienes inmuebles como garantía tendrán que ser cuidadosamente monitoreados. Asimismo, recomienda que el Gobierno equilibre las medidas para fomentar la inclusión financiera, incluyendo el otorgamiento de préstamos a través de entidades públicas y cambios en el marco regulatorio, con el riesgo de sobre-endeudamiento y un posible deterioro en la cultura de repago.
La inversión privada y la productividad de Bolivia son bajas, la informalidad es generalizada, no se impulsaron sectores estratégicos como hidrocarburos y la minería, además uno de los obstáculos para el crecimiento es el mal clima de negocios. Estas son algunas de las consideraciones del documento: “Alianza Estratégica con el país 2012-2015”, elaborado por el Banco Mundial (BM).
El análisis resalta que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no ha sido capaz de impulsar la inversión en el sector. Como resultado, la capacidad de producción de gas de Bolivia se ha estancado, retrasando el crecimiento de las exportaciones de gas a Argentina y otros mercados. “Los países vecinos están reduciendo su dependencia energética de Bolivia mediante el desarrollo de sus propias reservas y la construcción de plantas de gas natural licuado”.
Por otra parte las perspectivas de crecimiento de la minería son modestas dado que San Cristóbal (la empresa minera más grande del país) ya ha alcanzado su máxima capacidad y que otras inversiones se han retrasado.
“El desarrollo de las reservas de hierro de El Mutún y de las grandes reservas de litio de Uyuni ha sido más lento de lo previsto debido a la falta de suministro de energía, infraestructura de transporte insuficiente y la falta de inversiones”.
También se resalta que algunos sectores intensivos en mano de obra, en especial el de manufacturas, podrían verse limitados por la falta de inversión privada vinculada con el clima de inversiones global y la incertidumbre generada por las continuas reformas legales y las restricciones en el suministro de energía, señala el documento.
PERSPECTIVAS
ECONÓMICAS
Se prevé que el crecimiento converja a 3.8 % en el mediano plazo, que la inversión privada se mantendrá baja, en alrededor de 7 % del PIB, y que los precios de los productos básicos disminuyan, aunque modestamente, en los próximos años.
“El superávit de cuenta corriente podría disminuir a 1.4 % del PIB en el año 2015 si se estancaran las exportaciones mineras y gasíferas, disminuyeran las remesas y se elevaran las importacionesen respuesta a una fuerte demanda interna y a la apreciación real”.
“Se prevé que las reservas internacionales aumenten de 12 mil millones de dólares en 2011 a 18 mil millones en 2015. En el frente fiscal, el superávit podría disminuir gradualmente de 3.7% del PIB en 2011 a un nivel cercano al equilibrio o a un ligero déficit en 2013-15, bajo el supuesto de que los ingresos por hidrocarburos se estancaran y los gastos continuaran creciendo”.
También se anticipa que el gobierno central pueda incurrir en déficit y acumular deuda pero, como porcentaje del PIB, se prevé que la deuda pública bruta disminuya de 40% ciento en 2010 a 37 % en 2014 en la medida en que el PIB nominal crezca. Esta tendencia se revertiría al final del período de proyección debido al déficit fiscal emergente.
IMPACTO EXTERNO
Existen varios riesgos a la baja para el crecimiento económico. Un retroceso en la recuperación internacional podría afectar negativamente las perspectivas de Bolivia, erosionando los equilibrios externo y fiscal a través de la caída de los precios de los productos básicos, la reducción del volumen de exportaciones de gas a Brasil y Argentina y la disminución de las remesas desde España, Estados Unidos y Argentina.
“Las exportaciones de productos básicos representaron alrededor de 82 % de las exportaciones totales y 32% de los ingresos fiscales en 2010, y una caída significativa de los precios tendría implicancias tanto de cuenta corriente como en el balance fiscal. Si el gobierno tiene éxito en conseguir socios para llevar a cabo los proyectos de inversión anunciados, sobre todo en los sectores de minería y de hidrocarburos, las perspectivas de crecimiento a mediano plazo podrían mejorar de manera significativa”, indica el estudio.
Por otro lado, las altas reservas internacionales podrían aumentar la presión para gastar o consolidar un tipo de cambio fijo de facto afectando la capacidad de reacción ante choques externos. La situación fiscal también podría erosionarse por las presiones generadas por la descentralización y los costos relacionados con el proceso de nacionalización.
“Los obstáculos al crecimiento a más largo plazo deben ser abordados en cuanto a la infraestructura, el sector financiero y el clima de negocios. Importantes brechas de infraestructura y una débil capacidad institucional socavan las perspectivas de desarrollo de Bolivia”.
SECTOR FINANCIERO
El análisis del BM también destaca que el reciente aumento en el crecimiento del crédito, así como la fuerte dependencia en bienes inmuebles como garantía tendrán que ser cuidadosamente monitoreados. Asimismo, recomienda que el Gobierno equilibre las medidas para fomentar la inclusión financiera, incluyendo el otorgamiento de préstamos a través de entidades públicas y cambios en el marco regulatorio, con el riesgo de sobre-endeudamiento y un posible deterioro en la cultura de repago.
Carlos Alberto Lopes, tiene una vasta experiencia en el sector de la petroquímica.
Carlos Alberto Lopes, Socio director de Gas Energy Brasil, llegó a nuestra ciudad para participar del II Congreso Internacional "YPFB Gas & Petróleo", Es economista, tiene posgrado en Petróleo y Gas, una especialización en Petroquímica, es encargado de las negociaciones comerciales a nivel nacional e internacional, expuso sobre la volatilidad de los precios de los productos petroquímicos y dio algunas recomendaciones para una industria de este tipo en Bolivia.
¿Qué opinión tiene respecto a la propuesta de YPFB de construir una planta para producir urea y amoniaco en el altiplano?
C.L.: Cuando estuve el 2009, ya había un plan de poner una planta para atender el centro oeste de Brasil. Antes de hacer las inversiones, hay que ver si la planta es para mercado interno, si es así, los excedentes no van hacer muy grandes, lo puedes poner en Paraguay, por que el flete lo encarece. Si la planta va a ser para mercado interno está bien, pero si es una planta mayor para exportar, debe haber un planeamiento serio, además de un acuerdo comercial con Petrobas.
¿Qué producto petroquímico Bolivia podría producir inicialmente?
C.L.: El primer producto es Urea, Brasil empezó con eso, y la fábrica de Caucho para neumáticos. Por otra parte, una fábrica de Polietileno, es una fábrica que debe tener un planteamiento mejor por dos razones, la primera es que hay muchas plantas en Rió de Janeiro, en México, en Perú. Y la segunda es que debería pensar que vamos a hacer con el polietileno, vamos a vender sólo los gránulos, o se va a hacer la transformación local, parte de la producción de polietileno tiene que ser transformada acá en la región, hay que sudar. Por que sino igual que exportar gas, puedes exportar polietileno, ese circulo vicioso tiene que ser cortado.
¿Cuáles son los factores de determinan el futuro y desarrollo de la industria petroquímica?
C.L.: Lo que pasa es que con el descubrimiento de gas en EEUU para nosotros en América Latina es un gran motivo de preocupación. Porque sabemos que es un país desarrollado que tiene toda una infraestructura, eso significa que no serán exportadores de materias primas competitivas, ellos tienen las industrias instaladas y van a vender productos acabados para América Latina. Aquí los flujos de comercio son muy importantes, nosotros tenemos que exportar y tenemos que importar. Tenemos que tener productos de más valor agregado. Por otra parte, las empresa chinas compraron parte de las empresas americanas, y en Brasil tienen acciones minoritarias. China es un país que tiene una política de exportar productos con valor agregado, EEUU era comprador, ahora con la materia prima como toda cadena ampliada, creo que los excedentes se van para nosotros, entonces necesitamos hacer un equilibrio para mantener un desarrollo sostenible.
¿Cómo es el ciclo de la oferta y demanda en petroquímicos?
C.L.: La demanda de los precios tienen una tendencia de bajar, pero muchas veces tienden a subir cuando se coloca una fábrica nueva, esto lo hemos visto en Brasil. Hoy en día después de la crisis tenemos problemas en Europa y EEUU. Es un periodo muy interesante, de mucha desconfianza, creo que las empresas que nazcan ahora van a tener mucha rentabilidad en el futuro. Existe por lo tanto una volatilidad que es muy difícil de prever.
¿Cómo afecta la globalización al sector?
C.L.: La globalización afecta a todos los países de diferentes maneras, es una realidad a la que cada país tiene que ver sus características y se tiene que adaptar. Los países de América Latina no son los que hacen los precios, nosotros somos tomadores de precios, aunque haya reservas de gas en varios países en nuestra región. Hay una gran discusión y es un tema complicado. Los países que hacen los precios son EEUU y China.
¿Qué recomendaciones da para Bolivia?
C.L.: La recomendación, no es que se deba hacer plantas más chicas, si no que es una oportunidad para reflexionar sobre la oportunidad de hacer una planta de escala internacional. Pero para eso, tiene que haber un modelo de comercialización semejante a los modelos de las empresas internacionales y seguir las reglas. Consideramos que el asunto pasa por un tema comercial entre empresas brasileñas y bolivianas, es un tema frío. A parte de la Urea, se debe ver alternativas para otros productos.
¿Cuáles son los 2 modelos en materia comercial?
Hay dos grandes modelos: El Cost plus y el NetBack. En el primero los precios no dependen directamente del mercado, sino que son definidos por los productores. Son los precios que tienes que pagar, el precio de la materia prima, aquí sumamos los costos variables de producción, costos financieros, la depreciación, la amortización. En el modelo de Netback el precio del mercado está regulado por el precio de importación. Es un regulador del precio de los productos importados, una relación del mercado internacional.
¿Qué opinión tiene respecto a la propuesta de YPFB de construir una planta para producir urea y amoniaco en el altiplano?
C.L.: Cuando estuve el 2009, ya había un plan de poner una planta para atender el centro oeste de Brasil. Antes de hacer las inversiones, hay que ver si la planta es para mercado interno, si es así, los excedentes no van hacer muy grandes, lo puedes poner en Paraguay, por que el flete lo encarece. Si la planta va a ser para mercado interno está bien, pero si es una planta mayor para exportar, debe haber un planeamiento serio, además de un acuerdo comercial con Petrobas.
¿Qué producto petroquímico Bolivia podría producir inicialmente?
C.L.: El primer producto es Urea, Brasil empezó con eso, y la fábrica de Caucho para neumáticos. Por otra parte, una fábrica de Polietileno, es una fábrica que debe tener un planteamiento mejor por dos razones, la primera es que hay muchas plantas en Rió de Janeiro, en México, en Perú. Y la segunda es que debería pensar que vamos a hacer con el polietileno, vamos a vender sólo los gránulos, o se va a hacer la transformación local, parte de la producción de polietileno tiene que ser transformada acá en la región, hay que sudar. Por que sino igual que exportar gas, puedes exportar polietileno, ese circulo vicioso tiene que ser cortado.
¿Cuáles son los factores de determinan el futuro y desarrollo de la industria petroquímica?
C.L.: Lo que pasa es que con el descubrimiento de gas en EEUU para nosotros en América Latina es un gran motivo de preocupación. Porque sabemos que es un país desarrollado que tiene toda una infraestructura, eso significa que no serán exportadores de materias primas competitivas, ellos tienen las industrias instaladas y van a vender productos acabados para América Latina. Aquí los flujos de comercio son muy importantes, nosotros tenemos que exportar y tenemos que importar. Tenemos que tener productos de más valor agregado. Por otra parte, las empresa chinas compraron parte de las empresas americanas, y en Brasil tienen acciones minoritarias. China es un país que tiene una política de exportar productos con valor agregado, EEUU era comprador, ahora con la materia prima como toda cadena ampliada, creo que los excedentes se van para nosotros, entonces necesitamos hacer un equilibrio para mantener un desarrollo sostenible.
¿Cómo es el ciclo de la oferta y demanda en petroquímicos?
C.L.: La demanda de los precios tienen una tendencia de bajar, pero muchas veces tienden a subir cuando se coloca una fábrica nueva, esto lo hemos visto en Brasil. Hoy en día después de la crisis tenemos problemas en Europa y EEUU. Es un periodo muy interesante, de mucha desconfianza, creo que las empresas que nazcan ahora van a tener mucha rentabilidad en el futuro. Existe por lo tanto una volatilidad que es muy difícil de prever.
¿Cómo afecta la globalización al sector?
C.L.: La globalización afecta a todos los países de diferentes maneras, es una realidad a la que cada país tiene que ver sus características y se tiene que adaptar. Los países de América Latina no son los que hacen los precios, nosotros somos tomadores de precios, aunque haya reservas de gas en varios países en nuestra región. Hay una gran discusión y es un tema complicado. Los países que hacen los precios son EEUU y China.
¿Qué recomendaciones da para Bolivia?
C.L.: La recomendación, no es que se deba hacer plantas más chicas, si no que es una oportunidad para reflexionar sobre la oportunidad de hacer una planta de escala internacional. Pero para eso, tiene que haber un modelo de comercialización semejante a los modelos de las empresas internacionales y seguir las reglas. Consideramos que el asunto pasa por un tema comercial entre empresas brasileñas y bolivianas, es un tema frío. A parte de la Urea, se debe ver alternativas para otros productos.
¿Cuáles son los 2 modelos en materia comercial?
Hay dos grandes modelos: El Cost plus y el NetBack. En el primero los precios no dependen directamente del mercado, sino que son definidos por los productores. Son los precios que tienes que pagar, el precio de la materia prima, aquí sumamos los costos variables de producción, costos financieros, la depreciación, la amortización. En el modelo de Netback el precio del mercado está regulado por el precio de importación. Es un regulador del precio de los productos importados, una relación del mercado internacional.
domingo, 20 de mayo de 2012
Gobierno busca incentivar inversión con IDH gradual
Además, el Gobierno propone la postergación del pago del impuesto para los proyectos exploratorios exitosos. El actual régimen fiscal establecido en la Ley de Hidrocarburos señala que el 11% de los ingresos por producción de hidrocarburos se destina a regalías departamentales; el 1% a la regalía nacional compensatoria; el 6% como participación del Tesoro General de la Nación (TGN); y el 32% al IDH.
Uno de los objetivos de la nueva ley del sector es hacer al sistema impositivo del sector hidrocarburífero “más atractivo” para la inversión extranjera, reveló el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, durante el II Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2012. Exploración e Industrialización, desafíos de la próxima década.
“Estamos haciendo análisis para aplicar un IDH escalonado, sobre todo para los campos gasíferos, que son los que tienen una gran producción y tienen mercados externos con buenos precios. Esto permitiría que los campos pequeños puedan tener mayores oportunidades de poder surgir y tener mejores retribuciones sobre todo para la empresa operadora”, explicó.
Socialización. Según el viceministro Alarcón, se espera que la propuesta esté inserta en la nueva ley del sector, que empezará a ser socializada en las próximas semanas. “Se puede hacer un valor diferenciado (del IDH) para los campos grandes, para los medianos y para los pequeños. Hemos hecho modelos matemáticos que inclusive muestran” que bajo esta forma de operación “existen mayores ingresos para el Estado”.
Otra de las alternativas de incentivo está relacionada con el IDH y la restitución de la inversión a proyectos de exploración exitosos. Según datos de YPFB, la inversión en exploración “corre por cuenta y riesgo” de la empresa privada. Si los resultados son negativos, sólo el operador asume todas las pérdidas. En cambio, si el resultado es positivo, YPFB devolverá —a través de la conformación de una Sociedad Anónima Mixta (SAM)— el 100% de la inversión realizada en la operación.
Ayer el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, reveló que el tiempo de restitución de estos recursos se redujo de un período de 5 a 10 años a uno de 3 a 5 años.
Según Alarcón, la propuesta señala que “se debe devolver esa inversión a esa empresa (petrolera) —que hizo la etapa de exploración por cuenta y riesgo propio—; por lo tanto, lo que pensamos es que, cuando la sociedad empiece a producir, el total o parte del IDH no sea pagado de inmediato, sino (esos recursos) vayan a ser una devolución más acelerada de la inversión que hizo la empresa en la exploración que fue fructífera”, dijo Alarcón.
Actualmente, el 34,9% del IDH se destina a las municipalidades; el 25,6% al pago de la renta Dignidad; el 19,1% al Tesoro General de la Nación (TGN); el 9,9% a los gobiernos departamentales; el 6,9% a las universidades, y el 3,5% al Fondo Indígena.
Incentivos para crudo
Análisis
Alarcón indicó que hasta el momento no se realizó un análisis de la aplicación diferenciada del IDH para los hidrocarburos líquidos y que en el caso del gas “tiene que ser más profundo”, trabajo que se realiza actualmente.
Uno de los objetivos de la nueva ley del sector es hacer al sistema impositivo del sector hidrocarburífero “más atractivo” para la inversión extranjera, reveló el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, durante el II Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2012. Exploración e Industrialización, desafíos de la próxima década.
“Estamos haciendo análisis para aplicar un IDH escalonado, sobre todo para los campos gasíferos, que son los que tienen una gran producción y tienen mercados externos con buenos precios. Esto permitiría que los campos pequeños puedan tener mayores oportunidades de poder surgir y tener mejores retribuciones sobre todo para la empresa operadora”, explicó.
Socialización. Según el viceministro Alarcón, se espera que la propuesta esté inserta en la nueva ley del sector, que empezará a ser socializada en las próximas semanas. “Se puede hacer un valor diferenciado (del IDH) para los campos grandes, para los medianos y para los pequeños. Hemos hecho modelos matemáticos que inclusive muestran” que bajo esta forma de operación “existen mayores ingresos para el Estado”.
Otra de las alternativas de incentivo está relacionada con el IDH y la restitución de la inversión a proyectos de exploración exitosos. Según datos de YPFB, la inversión en exploración “corre por cuenta y riesgo” de la empresa privada. Si los resultados son negativos, sólo el operador asume todas las pérdidas. En cambio, si el resultado es positivo, YPFB devolverá —a través de la conformación de una Sociedad Anónima Mixta (SAM)— el 100% de la inversión realizada en la operación.
Ayer el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, reveló que el tiempo de restitución de estos recursos se redujo de un período de 5 a 10 años a uno de 3 a 5 años.
Según Alarcón, la propuesta señala que “se debe devolver esa inversión a esa empresa (petrolera) —que hizo la etapa de exploración por cuenta y riesgo propio—; por lo tanto, lo que pensamos es que, cuando la sociedad empiece a producir, el total o parte del IDH no sea pagado de inmediato, sino (esos recursos) vayan a ser una devolución más acelerada de la inversión que hizo la empresa en la exploración que fue fructífera”, dijo Alarcón.
Actualmente, el 34,9% del IDH se destina a las municipalidades; el 25,6% al pago de la renta Dignidad; el 19,1% al Tesoro General de la Nación (TGN); el 9,9% a los gobiernos departamentales; el 6,9% a las universidades, y el 3,5% al Fondo Indígena.
Incentivos para crudo
Análisis
Alarcón indicó que hasta el momento no se realizó un análisis de la aplicación diferenciada del IDH para los hidrocarburos líquidos y que en el caso del gas “tiene que ser más profundo”, trabajo que se realiza actualmente.
Reservas de shale gas en el país serán cuantificadas
El presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga, anunció ayer que, aunque se seguirá trabajando con el gas convencional, el próximo año la petrolera estatal contratará una empresa internacional para que establezca la potencialidad en reservas de shale gas que tiene Bolivia.
“En el caso del shale gas tenemos que ir con bastante cautela. En todo caso, en el listado de actividades de YPFB está previsto que para el próximo año tengamos una empresa que estudie la potencialidad de shale gas de Bolivia”, dijo.
Según el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, la búsqueda de recursos no convencionales estará inserta en la nueva Ley de Hidrocarburos. Los sectores con potencialidad de shale gas estarían en “la parte sur del país y la zona del altiplano”; sin embargo, “debemos comenzar a recolectar la información”, dijo.
“En el caso del shale gas tenemos que ir con bastante cautela. En todo caso, en el listado de actividades de YPFB está previsto que para el próximo año tengamos una empresa que estudie la potencialidad de shale gas de Bolivia”, dijo.
Según el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, la búsqueda de recursos no convencionales estará inserta en la nueva Ley de Hidrocarburos. Los sectores con potencialidad de shale gas estarían en “la parte sur del país y la zona del altiplano”; sin embargo, “debemos comenzar a recolectar la información”, dijo.
América tiene las mayores reservas de gas-pizarra
El descubrimiento y desarrollo de la producción de gas y petróleo de reservorios no convencionales en Estados Unidos ha abierto un nuevo ciclo en la historia de la producción de hidrocarburos del mundo y ha reconfigurado el panorama energético de muchos países de la región.
Los expertos en hidrocarburos señalan que la producción de gran parte de los pozos tradicionales de América Latina está en fase de declinación y que esta nueva opción hace renacer la esperanza en el sector energético de Latinoamérica.
El informe de la Agencia Internacional de Energía (AEI) de 2011 reporta que Sudamérica y África, además de Rusia, son los continentes y el país que tienen un gran potencial en reservorios no convencionales o de gas pizarra (shale-gas). En América Latina, Argentina tendría 6.037 TCF, Brasil 3.550 TCF, Perú 2.398 TCF y Bolivia 1.513 TCF.
El gas de esquisto, también conocido como gas pizarra y también llamado en inglés como "shale gas", es una forma de gas natural que se extrae de terrenos donde abunda el esquisto. El gas se encuentra en los esquistos arcillosos sedimentarios, aunque el interior rocoso del esquisto presenta baja permeabilidad. Por ende, para la extracción comercial de dicho gas, es necesario fracturar la roca hidráulicamente
El presidente de YPFB, Carlos Villegas, ha informado que el próximo año vendrá a Bolivia una empresa para evaluar el potencial de hidrocarburos no convencionales del país, aunque ya se sabe que la zona del Chaco, Los Monos, es la región que tiene gas pizarra.
El país con mayor reservas
Argentina es la gran sorpresa en el continente. El director Adjunto de Exploración Internacional de YPF S. A. Argentina, Francisco Dzelalija, ha revelado que en Vaca Muerta se ha conseguido producir shale gas en cantidades superiores a las logradas en Estados Unidos.
Según el ejecutivo, Argentina es una potencia en shale-gas y en YPF están pensando en replicar lo que está sucediendo en Estados Unidos con la explotación de reservorios no convencionales.
Según el reporte de EIA, el vecino país tendría el 12 por ciento de todas las reservas del mundo, lo que lo ubica como la nación con más reservas de shale gas y shale oil de la región.
Dzelalija dijo, en el II Congreso Internacional, que se realizó en Santa Cruz en días pasados, que YPF es una compañía pionera en la explotación de shale oil y shale gas, y que cree que en el futuro se podrá mostrar que el verdadero potencial está más en petróleo, sobre todo por los costos y el valor del producto en la región.
El ejecutivo también afirmó que en la explotación de gas-pizarra se debe realizar entre 3 a 4 fracturas por pozo y se tiene que invertir alrededor de 1.500 barriles de agua y 500 mil libras de arena, además de alta tecnología.
Tecnología en Vaca Muerta
El ejecutivo de YPF explicó que, en el reservorio de Vaca Muerta, el petróleo se encuentra en la roca y es a partir de ella que es expulsada para migrar. “Nosotros sabemos, por distintas pruebas que hemos hecho y por resultados en distintas partes del mundo, particularmente en EEUU, que entre el 40 y 70 por ciento de los hidrocarburos permanecen dentro de la roca sin ser expulsados”.
Asimismo dijo que esa roca porosa puede hacerse permeable con la aplicación de tecnología y producir petróleo. “De hecho, en EEUU, este tipo de rocas están siendo desarrolladas con un tremendo éxito”.
El ejecutivo de YPF dijo que Vaca Muerta es uno de los reservorios no convencionales que ha sido estudiado en Argentina, en base al informe que realizó la Agencia Internacional de Energía que revela un estudio de todas las cuencas del mundo que tienen shale gas.
Según el EIA, Argentina sería la tercera potencia en recursos de shale gas a nivel mundial y se estima que los recursos de gas no convencional tienen un nivel igual a todo el gas convencional evaluado.
¿Qué podemos esperar del shale gas en Argentina?
- Nosotros estamos en una etapa muy primaria. Hemos terminado de investigar una de las cuencas. Nos hemos encontrado con resultados muy satisfactorios, pero recién estamos en una etapa incipiente de desarrollo. Uno dice, tenemos el recurso y nos preguntamos qué podemos esperar.
Lo que ocurrió en Estados Unidos con el shale gas es que desde que se descubrió se empezó a trabajar en él. De 2007 a hoy, la previsión de producción de gas en EEUU ha subido considerablemente y ha pasado de ser un país dependiente a autoabastecerse de hidrocarburos. La producción de gas, debido al shale gas, va aumentar tremendamente la producción de hidrocarburos. Yo creo que empezarán a exportar el gas… si es que no lo hicieron ya. La nueva previsión de hidrocarburos en norteamérica es superior al millón de barriles por día, lo cual ha hecho cambiar sustancialmente las perspectivas de muchas compañías en muchos países en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
A nosotros en Argentina nos pasó lo mismo, el shale asociado al gas tiene una importante cantidad de líquido y tal es así que por ahí en EEUU, con los valores que tenían de gas, eso era por sí solo rentable, pero en otros lugares, puede ser necesario tener una producción de líquido (petróleo) para tener una producción rentable que esté asociada al gas.
¿Cómo fue que descubrieron el yacimiento de Vaca Muerta?
Cuando vimos lo que estaba ocurriendo en EEUU, pensamos en YPF, no tendremos nosotros algo parecido. Y, bueno, empezamos a estudiar las distintas cuencas y vimos que la mayor factibilidad estaba en la cuenca neuquina en las cuencas cuyana y la del golfo. Nos decidimos a realizar los trabajos con mayor detalle en Vaca Muerta porque viendo los perfiles y los datos de pozo que había en EEUU, estos yacimientos de shale, se asemejaban bastante con los de norteamérica. Entonces nos tomamos dos años de la evaluación del potencial de la cuenca neuquina para Vaca Muerta.
Elaboramos perfiles y desarrollamos una serie de mapas. Hicimos mapas de madurez, de profundidad, de espesor y en 2009 nos decidimos por una ubicación para buscar el gas. Nosotros pensamos que lo que íbamos a encontrar era, principalmente, gas.
Decidimos perforar el primer pozo, pero con tan mala suerte que no pudimos llegar a la profundidad. Después, avanzando los estudios vimos que el shale da petróleo y decidimos hacer un pozo para shale oil… Bueno, si bien no habíamos logrado un resultado positivo, con los estudios nos dimos cuenta que lo que estaba sucediendo en vaca muerta era cada vez más parecido a lo que estaba sucediendo en EEUU. Hoy tenemos 10 pozos de los que estamos sacando alrededor de 4.500 barriles de crudo por día.
RESERVORIOS
El director Adjunto de Exploración Internacional de YPF S. A. Argentina, Francisco Dzelalija, informó que Argentina tiene siete cuencas sedimentarias, una de ellas es compartida con Bolivia, en Tarija.
“Si vemos la cuenca neuquina, es la más prolífica de todas, tiene distintas formaciones jurásicas y cretácicas, donde hay posibilidades de que tenga shale gas y shale oil”, dijo.
Asimismo aseguró que la zona que mejor han estudiado hasta hoy es la cuenca neuquina, que está al oeste de Argentina, la del golfo de San Jorge, la de Cuyana, que está en la provincia de Mendoza. En el resto de las cuencas, dijo que necesitan aumentar los estudios para saber su potencial.
VENTANA
“La importancia de la jerarquía
de valores”
Daniel E.
Guzmán,
Director de la
Fundación de
Investigación
e Innovación
Hace unos días me sorprendió escuchar entre los colaboradores cuando en equipo nos pusimos a compartir el tema de la jerarquía de valores. Cada uno participaba ampliamente con sus opiniones que aportaban sobre el tema.
Lo sorprendente era ver que, aunque hoy se escucha hablar de la carencia de valores y de cómo nuestra sociedad ha sufrido grandes transformaciones que están en oposición a la moral y buenas costumbres, cada uno de mis colaboradores tenía una firme convicción en el interior de lo importante que es educar con valores a las futuras generaciones.
Sin importar de qué valores estemos hablando, todos coincidimos que son éstos los que le dan rectitud a nuestras acciones, sin olvidar que como existe el bien, también está el mal, y los anti valores también están presentes para cada valor. Por ejemplo, para la salud está la enfermedad, como para tolerancia está la intolerancia.
Los especialistas en este tema comentan que existe una jerarquía de valores y antivalores en siete áreas: económicos, vitales, intelectuales, estéticos, morales, psíquicos y religiosos; cada una con sus propias particularidades, estando presentes en mayor o menor proporción en las personas.
La cultura y las costumbres de una determinada región geográfica, que influyen en las condiciones de vida de las personas, pueden ayudar a cultivar determinados valores. Los sistemas modernos de vida y el excesivo avance de la tecnología con la cultura “light” del mínimo esfuerzo, forjan otro tipo de valores (ejemplo: apatía y pereza).
Pero qué podemos hacer para ayudar a que los valores sean rescatados y cultivados, parece que una de las primeras respuestas las tenemos en el viejo dicho de nuestros abuelitos que decían: “practica lo que predicas”. Es decir, con el ejemplo podemos dar un primer paso importante.
Todos los días se educan millones de niños en las escuelas, debemos darles el ejemplo, cumpliendo lo establecido desde los pequeños detalles. Creo que así tenemos esperanza de cultivar una buena jerarquía de valores.
Los expertos en hidrocarburos señalan que la producción de gran parte de los pozos tradicionales de América Latina está en fase de declinación y que esta nueva opción hace renacer la esperanza en el sector energético de Latinoamérica.
El informe de la Agencia Internacional de Energía (AEI) de 2011 reporta que Sudamérica y África, además de Rusia, son los continentes y el país que tienen un gran potencial en reservorios no convencionales o de gas pizarra (shale-gas). En América Latina, Argentina tendría 6.037 TCF, Brasil 3.550 TCF, Perú 2.398 TCF y Bolivia 1.513 TCF.
El gas de esquisto, también conocido como gas pizarra y también llamado en inglés como "shale gas", es una forma de gas natural que se extrae de terrenos donde abunda el esquisto. El gas se encuentra en los esquistos arcillosos sedimentarios, aunque el interior rocoso del esquisto presenta baja permeabilidad. Por ende, para la extracción comercial de dicho gas, es necesario fracturar la roca hidráulicamente
El presidente de YPFB, Carlos Villegas, ha informado que el próximo año vendrá a Bolivia una empresa para evaluar el potencial de hidrocarburos no convencionales del país, aunque ya se sabe que la zona del Chaco, Los Monos, es la región que tiene gas pizarra.
El país con mayor reservas
Argentina es la gran sorpresa en el continente. El director Adjunto de Exploración Internacional de YPF S. A. Argentina, Francisco Dzelalija, ha revelado que en Vaca Muerta se ha conseguido producir shale gas en cantidades superiores a las logradas en Estados Unidos.
Según el ejecutivo, Argentina es una potencia en shale-gas y en YPF están pensando en replicar lo que está sucediendo en Estados Unidos con la explotación de reservorios no convencionales.
Según el reporte de EIA, el vecino país tendría el 12 por ciento de todas las reservas del mundo, lo que lo ubica como la nación con más reservas de shale gas y shale oil de la región.
Dzelalija dijo, en el II Congreso Internacional, que se realizó en Santa Cruz en días pasados, que YPF es una compañía pionera en la explotación de shale oil y shale gas, y que cree que en el futuro se podrá mostrar que el verdadero potencial está más en petróleo, sobre todo por los costos y el valor del producto en la región.
El ejecutivo también afirmó que en la explotación de gas-pizarra se debe realizar entre 3 a 4 fracturas por pozo y se tiene que invertir alrededor de 1.500 barriles de agua y 500 mil libras de arena, además de alta tecnología.
Tecnología en Vaca Muerta
El ejecutivo de YPF explicó que, en el reservorio de Vaca Muerta, el petróleo se encuentra en la roca y es a partir de ella que es expulsada para migrar. “Nosotros sabemos, por distintas pruebas que hemos hecho y por resultados en distintas partes del mundo, particularmente en EEUU, que entre el 40 y 70 por ciento de los hidrocarburos permanecen dentro de la roca sin ser expulsados”.
Asimismo dijo que esa roca porosa puede hacerse permeable con la aplicación de tecnología y producir petróleo. “De hecho, en EEUU, este tipo de rocas están siendo desarrolladas con un tremendo éxito”.
El ejecutivo de YPF dijo que Vaca Muerta es uno de los reservorios no convencionales que ha sido estudiado en Argentina, en base al informe que realizó la Agencia Internacional de Energía que revela un estudio de todas las cuencas del mundo que tienen shale gas.
Según el EIA, Argentina sería la tercera potencia en recursos de shale gas a nivel mundial y se estima que los recursos de gas no convencional tienen un nivel igual a todo el gas convencional evaluado.
¿Qué podemos esperar del shale gas en Argentina?
- Nosotros estamos en una etapa muy primaria. Hemos terminado de investigar una de las cuencas. Nos hemos encontrado con resultados muy satisfactorios, pero recién estamos en una etapa incipiente de desarrollo. Uno dice, tenemos el recurso y nos preguntamos qué podemos esperar.
Lo que ocurrió en Estados Unidos con el shale gas es que desde que se descubrió se empezó a trabajar en él. De 2007 a hoy, la previsión de producción de gas en EEUU ha subido considerablemente y ha pasado de ser un país dependiente a autoabastecerse de hidrocarburos. La producción de gas, debido al shale gas, va aumentar tremendamente la producción de hidrocarburos. Yo creo que empezarán a exportar el gas… si es que no lo hicieron ya. La nueva previsión de hidrocarburos en norteamérica es superior al millón de barriles por día, lo cual ha hecho cambiar sustancialmente las perspectivas de muchas compañías en muchos países en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
A nosotros en Argentina nos pasó lo mismo, el shale asociado al gas tiene una importante cantidad de líquido y tal es así que por ahí en EEUU, con los valores que tenían de gas, eso era por sí solo rentable, pero en otros lugares, puede ser necesario tener una producción de líquido (petróleo) para tener una producción rentable que esté asociada al gas.
¿Cómo fue que descubrieron el yacimiento de Vaca Muerta?
Cuando vimos lo que estaba ocurriendo en EEUU, pensamos en YPF, no tendremos nosotros algo parecido. Y, bueno, empezamos a estudiar las distintas cuencas y vimos que la mayor factibilidad estaba en la cuenca neuquina en las cuencas cuyana y la del golfo. Nos decidimos a realizar los trabajos con mayor detalle en Vaca Muerta porque viendo los perfiles y los datos de pozo que había en EEUU, estos yacimientos de shale, se asemejaban bastante con los de norteamérica. Entonces nos tomamos dos años de la evaluación del potencial de la cuenca neuquina para Vaca Muerta.
Elaboramos perfiles y desarrollamos una serie de mapas. Hicimos mapas de madurez, de profundidad, de espesor y en 2009 nos decidimos por una ubicación para buscar el gas. Nosotros pensamos que lo que íbamos a encontrar era, principalmente, gas.
Decidimos perforar el primer pozo, pero con tan mala suerte que no pudimos llegar a la profundidad. Después, avanzando los estudios vimos que el shale da petróleo y decidimos hacer un pozo para shale oil… Bueno, si bien no habíamos logrado un resultado positivo, con los estudios nos dimos cuenta que lo que estaba sucediendo en vaca muerta era cada vez más parecido a lo que estaba sucediendo en EEUU. Hoy tenemos 10 pozos de los que estamos sacando alrededor de 4.500 barriles de crudo por día.
RESERVORIOS
El director Adjunto de Exploración Internacional de YPF S. A. Argentina, Francisco Dzelalija, informó que Argentina tiene siete cuencas sedimentarias, una de ellas es compartida con Bolivia, en Tarija.
“Si vemos la cuenca neuquina, es la más prolífica de todas, tiene distintas formaciones jurásicas y cretácicas, donde hay posibilidades de que tenga shale gas y shale oil”, dijo.
Asimismo aseguró que la zona que mejor han estudiado hasta hoy es la cuenca neuquina, que está al oeste de Argentina, la del golfo de San Jorge, la de Cuyana, que está en la provincia de Mendoza. En el resto de las cuencas, dijo que necesitan aumentar los estudios para saber su potencial.
VENTANA
“La importancia de la jerarquía
de valores”
Daniel E.
Guzmán,
Director de la
Fundación de
Investigación
e Innovación
Hace unos días me sorprendió escuchar entre los colaboradores cuando en equipo nos pusimos a compartir el tema de la jerarquía de valores. Cada uno participaba ampliamente con sus opiniones que aportaban sobre el tema.
Lo sorprendente era ver que, aunque hoy se escucha hablar de la carencia de valores y de cómo nuestra sociedad ha sufrido grandes transformaciones que están en oposición a la moral y buenas costumbres, cada uno de mis colaboradores tenía una firme convicción en el interior de lo importante que es educar con valores a las futuras generaciones.
Sin importar de qué valores estemos hablando, todos coincidimos que son éstos los que le dan rectitud a nuestras acciones, sin olvidar que como existe el bien, también está el mal, y los anti valores también están presentes para cada valor. Por ejemplo, para la salud está la enfermedad, como para tolerancia está la intolerancia.
Los especialistas en este tema comentan que existe una jerarquía de valores y antivalores en siete áreas: económicos, vitales, intelectuales, estéticos, morales, psíquicos y religiosos; cada una con sus propias particularidades, estando presentes en mayor o menor proporción en las personas.
La cultura y las costumbres de una determinada región geográfica, que influyen en las condiciones de vida de las personas, pueden ayudar a cultivar determinados valores. Los sistemas modernos de vida y el excesivo avance de la tecnología con la cultura “light” del mínimo esfuerzo, forjan otro tipo de valores (ejemplo: apatía y pereza).
Pero qué podemos hacer para ayudar a que los valores sean rescatados y cultivados, parece que una de las primeras respuestas las tenemos en el viejo dicho de nuestros abuelitos que decían: “practica lo que predicas”. Es decir, con el ejemplo podemos dar un primer paso importante.
Todos los días se educan millones de niños en las escuelas, debemos darles el ejemplo, cumpliendo lo establecido desde los pequeños detalles. Creo que así tenemos esperanza de cultivar una buena jerarquía de valores.
BCB entrega un monto de bs 18,55 MM a YPFB
El Banco Central de Bolivia transfirió Bs 18,55 millones más a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), del préstamo concedido el 2009.
Este desembolso décimo octavo fue realizado en abril, de acuerdo con el informe del instituto emisor. La línea de crédito es por Bs 6.970 millones, recursos destinados al tendido del gasoducto de integración Juana Azurduy, para llevar más gas a la Argentina, y a las plantas de separación de licuables del flujo de exportación.
El primer préstamo del instituto emisor a la petrolera estatal ya suma Bs 1.990 millones, lo que representa 28,55 por ciento del total./ANF
Este desembolso décimo octavo fue realizado en abril, de acuerdo con el informe del instituto emisor. La línea de crédito es por Bs 6.970 millones, recursos destinados al tendido del gasoducto de integración Juana Azurduy, para llevar más gas a la Argentina, y a las plantas de separación de licuables del flujo de exportación.
El primer préstamo del instituto emisor a la petrolera estatal ya suma Bs 1.990 millones, lo que representa 28,55 por ciento del total./ANF
Concluyen el II Congreso Internacional de Gas y Petróleo de ypfb corporación
Después que el presidente Evo Morales, en la inauguración del II Congreso Internacional de YPFB Corporación “Gas y Petróleo 2012”, fuera cuestionado por sus agresivos discursos contra las empresas petroleras con los que ahuyenta a las inversiones sin ofrecer un marco jurídico, el vicepresidente del Estado, Álvaro García Linera, en la clausura de este mismo evento, negó que el país no ofreciera garantías para las inversiones del sector y dijo que las reglas ya están definidas y que no se modificarán los contratos.
La autoridad citó al fundador del Partido Comunista de la Unión Soviética y del Estado soviético, Vladimir Lenin y dijo que pese a vivir en un país socialista firmó contratos con las empresas petroleras, mineras y madereras. “Él decía que necesitamos esa tecnología y ese conocimiento, necesitamos producir porque si no, mi gente se muere de hambre. Y le preguntaban si no había riesgo que las empresas petroleras se quisieran hacer las vivas y apoderarse del país, pero él respondía que aquí la clave es quién tiene el poder político, si eso está en manos del pueblo no hay problema”, señaló.
En ese contexto, dijo que en Bolivia se han hecho contratos “y los hemos sabido cumplir”.
Indicó que la nueva ley de Hidrocarburos, aún no ha sido construida, pero está en debate, y aclaró que en esta Ley "no se introducirán modificaciones sustanciales de contenido de lo que ya se ha hecho en 2006 con el Decreto de Héroes del Chaco de Nacionalización y con los contratos de operación que hemos firmado en el Congreso Nacional de entonces, y ya están las reglas de juego definidas, ese es el esquema fundamental, el de los contratos de operación y de la Constitución Política del Estado", explicó el vicepresidente.
García Linera acotó que la nueva ley de hidrocarburos no irá contra las empresas socias, sino "está en torno al uso interno de los recursos, eso no afecta a las empresas inversionistas, tiene que ver con los acuerdos regionales internos de nuestro país para que la riqueza hidrocarburífera tenga un buen uso productivo y social generalizado para todos", añadió.
En ese sentido recalcó que para las empresas socias inversionistas las reglas ya están definidas, "nos vamos a mover en este modelo (de contrato)", dijo.
Trabajan nueva ley de hidrocarburos. De su lado, el viceministro de Hidrocarburos y Energía, Ramiro Alarcón, en su exposición dijo que la nueva ley de hidrocarburos está siendo trabajada y en un plazo de 40 días estará en un plan de socialización. "Tenemos puntos importantes como son la renta petrolera, modelos de contratos, régimen fiscal, el tema medioambiental", esos son los puntos que se están trabajando, dijo Alarcón. "Seguramente tendremos que consensuar con las empresas subsidiarias, con otros sectores sociales, los gobiernos departamentales y habría que tener una ley que sea fuerte, duradera y útil por un buen tiempo", acotó en su discurso.
Conclusiones del Congreso. Las líneas de fondo y conclusiones del congreso se resumen en que América Latina está asumiendo los desafíos de la exploración abriendo nuevas fronteras: valorización de los campos en declive, Pre Sal, Gas y líquidos de pizarra (Shale Oil and Gas). Abre nuevas fronteras, emplea alta tecnología y tiene gran potencial.
Se confirma la consolidación de los hidrocarburos no convencionales en América Latina: Este cambio de paradigma altera el análisis de los proyectos.
Dichos hidrocarburos serán una fuente de suministro adicional para los proyectos de industrialización en la región.
Se requiere un esfuerzo adicional en recursos humanos e infraestructura para consolidar la industrialización en nuestros países.
Se consolidan los modelos de negocios en la industria a partir de las grandes estatales de gas y petróleo (fortalecimiento de Petroperú, YPF como los casos más relevantes). Cambio de paradigma también, buscando la seguridad y soberanía energética.
América Latina es el primer mercado para los productos producidos por nuestros países, pero existe espacio en el mercado mundial. Se prevé crecimiento en petroquímica en la región.
Si bien América Latina debe buscar tecnología en los países desarrollados, tiene un universo infinito de crecimiento, y cooperación entre las empresas estatales de la región, apoyado por socios privados del sector privado.
YPFB propone el lanzamiento de un nuevo ciclo exploratorio abriendo áreas no tradicionales a los inversores con un modelo de asociación que actualmente ya funciona con al menos diez grandes empresas de gas y petróleo. Así lo expresó el presidente de YPFB, Carlos Villegas, en su ponencia donde presentó a manera de clausura, oficialmente en este Congreso estas nuevas áreas de alto potencial hidrocarburífero.
La autoridad citó al fundador del Partido Comunista de la Unión Soviética y del Estado soviético, Vladimir Lenin y dijo que pese a vivir en un país socialista firmó contratos con las empresas petroleras, mineras y madereras. “Él decía que necesitamos esa tecnología y ese conocimiento, necesitamos producir porque si no, mi gente se muere de hambre. Y le preguntaban si no había riesgo que las empresas petroleras se quisieran hacer las vivas y apoderarse del país, pero él respondía que aquí la clave es quién tiene el poder político, si eso está en manos del pueblo no hay problema”, señaló.
En ese contexto, dijo que en Bolivia se han hecho contratos “y los hemos sabido cumplir”.
Indicó que la nueva ley de Hidrocarburos, aún no ha sido construida, pero está en debate, y aclaró que en esta Ley "no se introducirán modificaciones sustanciales de contenido de lo que ya se ha hecho en 2006 con el Decreto de Héroes del Chaco de Nacionalización y con los contratos de operación que hemos firmado en el Congreso Nacional de entonces, y ya están las reglas de juego definidas, ese es el esquema fundamental, el de los contratos de operación y de la Constitución Política del Estado", explicó el vicepresidente.
García Linera acotó que la nueva ley de hidrocarburos no irá contra las empresas socias, sino "está en torno al uso interno de los recursos, eso no afecta a las empresas inversionistas, tiene que ver con los acuerdos regionales internos de nuestro país para que la riqueza hidrocarburífera tenga un buen uso productivo y social generalizado para todos", añadió.
En ese sentido recalcó que para las empresas socias inversionistas las reglas ya están definidas, "nos vamos a mover en este modelo (de contrato)", dijo.
Trabajan nueva ley de hidrocarburos. De su lado, el viceministro de Hidrocarburos y Energía, Ramiro Alarcón, en su exposición dijo que la nueva ley de hidrocarburos está siendo trabajada y en un plazo de 40 días estará en un plan de socialización. "Tenemos puntos importantes como son la renta petrolera, modelos de contratos, régimen fiscal, el tema medioambiental", esos son los puntos que se están trabajando, dijo Alarcón. "Seguramente tendremos que consensuar con las empresas subsidiarias, con otros sectores sociales, los gobiernos departamentales y habría que tener una ley que sea fuerte, duradera y útil por un buen tiempo", acotó en su discurso.
Conclusiones del Congreso. Las líneas de fondo y conclusiones del congreso se resumen en que América Latina está asumiendo los desafíos de la exploración abriendo nuevas fronteras: valorización de los campos en declive, Pre Sal, Gas y líquidos de pizarra (Shale Oil and Gas). Abre nuevas fronteras, emplea alta tecnología y tiene gran potencial.
Se confirma la consolidación de los hidrocarburos no convencionales en América Latina: Este cambio de paradigma altera el análisis de los proyectos.
Dichos hidrocarburos serán una fuente de suministro adicional para los proyectos de industrialización en la región.
Se requiere un esfuerzo adicional en recursos humanos e infraestructura para consolidar la industrialización en nuestros países.
Se consolidan los modelos de negocios en la industria a partir de las grandes estatales de gas y petróleo (fortalecimiento de Petroperú, YPF como los casos más relevantes). Cambio de paradigma también, buscando la seguridad y soberanía energética.
América Latina es el primer mercado para los productos producidos por nuestros países, pero existe espacio en el mercado mundial. Se prevé crecimiento en petroquímica en la región.
Si bien América Latina debe buscar tecnología en los países desarrollados, tiene un universo infinito de crecimiento, y cooperación entre las empresas estatales de la región, apoyado por socios privados del sector privado.
YPFB propone el lanzamiento de un nuevo ciclo exploratorio abriendo áreas no tradicionales a los inversores con un modelo de asociación que actualmente ya funciona con al menos diez grandes empresas de gas y petróleo. Así lo expresó el presidente de YPFB, Carlos Villegas, en su ponencia donde presentó a manera de clausura, oficialmente en este Congreso estas nuevas áreas de alto potencial hidrocarburífero.
YPFB se esperanza en la petroquímica
Durante la clausura del II Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2012, el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, anunció que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos exportará fertilizantes a los mercados de Brasil y Argentina.
“Tenemos tres mercados para el destino de los fertilizantes o de la urea: el mercado interno que prácticamente va a sustituir el 100% de la importación, luego tenemos una demanda en el norte argentino, es decir, en todas las provincias limítrofes o cercanas a territorio boliviano y demanda de Brasil”, indicó Villegas.
Plan. En el marco del Plan de Industrialización de YPFB, se determinó que el proyecto de la Planta de Amoniaco Urea funcione en la región de Bulo Bulo, Carrasco del departamento de Cochabamba, desde donde cubrirá la demanda del mercado interno y contribuirá a elevar la productividad del sector agrícola en Bolivia. Los volúmenes excedentarios serán destinados a la exportación.
YPFB lanzó la convocatoria pública del proceso de contratación de una empresa internacional especializada en petroquímica que se encargue de realizar el PDP (paquete de diseño de proceso), FEED (Front end Engineering Design), ingeniería de detalle, procura, construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento asistido de las plantas de Amoniaco y Urea. “Se ha terminado la ingeniería conceptual y está en proceso de licitación la ingeniería y diseño final. Las interesadas deben presentar sus propuestas el 20 de junio y el 23 de agosto se suscribirá el contrato de tal manera que el inicio de operaciones de esta planta sea el segundo semestre de 2015”, añadió.
“Tenemos tres mercados para el destino de los fertilizantes o de la urea: el mercado interno que prácticamente va a sustituir el 100% de la importación, luego tenemos una demanda en el norte argentino, es decir, en todas las provincias limítrofes o cercanas a territorio boliviano y demanda de Brasil”, indicó Villegas.
Plan. En el marco del Plan de Industrialización de YPFB, se determinó que el proyecto de la Planta de Amoniaco Urea funcione en la región de Bulo Bulo, Carrasco del departamento de Cochabamba, desde donde cubrirá la demanda del mercado interno y contribuirá a elevar la productividad del sector agrícola en Bolivia. Los volúmenes excedentarios serán destinados a la exportación.
YPFB lanzó la convocatoria pública del proceso de contratación de una empresa internacional especializada en petroquímica que se encargue de realizar el PDP (paquete de diseño de proceso), FEED (Front end Engineering Design), ingeniería de detalle, procura, construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento asistido de las plantas de Amoniaco y Urea. “Se ha terminado la ingeniería conceptual y está en proceso de licitación la ingeniería y diseño final. Las interesadas deben presentar sus propuestas el 20 de junio y el 23 de agosto se suscribirá el contrato de tal manera que el inicio de operaciones de esta planta sea el segundo semestre de 2015”, añadió.
La estatizada YPF tiene un dilema frente a los hidrocarburos raros
Un inmenso yacimiento de gas y petróleo atrapado en la roca madre, y cuya explotación entraña gran impacto ambiental, será el mayor reto de YPF, la empresa petrolera argentina que volvió a ser controlada por el Estado.
Especialistas en distintas ramas de ingeniería y de economía del petróleo se entusiasman con la perspectiva de estos hallazgos, si bien advierten de que el precio a pagar puede ser muy alto.
“Hay indicios indirectos de la presencia de reservorios en Argentina, pero esto sólo se sabrá con certeza cuando se avance en la exploración”, dijo el economista Roberto Kozulj, de la Universidad Nacional de Río Negro.
Kozulj, especializado en economía del petróleo, sostuvo que los obstáculos radican en el monto de la inversión requerida y en el riesgo ambiental por el consumo de grandes cantidades de agua, de energía y de sustancias químicas para extraer estos recursos.
Según el informe Annual Energy Outlook 2011, divulgado en abril del año pasado por la Administración de Información de Energía (EIA) de Estados Unidos, Argentina es el tercer país con mayor potencial geológico para este tipo de hidrocarburos, después de China y Estados Unidos.
El estudio analizó la viabilidad de 48 cuencas en 32 países y estimó que en Argentina podrían extraerse 774 trillones de pies cúbicos de gas (TCF, por sus siglas en inglés), 60 veces más que las reservas convencionales actuales del país.
Los yacimientos están en cuatro cuencas, pero la Neuquina es la que más promete. Allí se encuentran las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, que se extienden por el subsuelo de cuatro provincias: Neuquén y Mendoza, en el oeste, La Pampa, en el centro, y Río Negro, en el centro-sur.
El gobierno de Neuquén ya tiene algunos datos del potencial de la región obtenidos en estudios preliminares, sostuvo el economista Ariel Carignano, de la Universidad Nacional del Comahue, en su libro ¿Qué es el gas no convencional? Aspectos técnicos básicos y desarrollo en la Argentina, de 2011. Ese informe sostiene que, aun con un “alto grado de incertidumbre”, estudios de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de Neuquén estiman en 170 TCF el gas recuperable de Vaca Muerta y entre 130 y 192 TCF el de Los Molles.
La eventual explotación permitiría aumentar la producción de combustible, crear empleo y desarrollar nuevas tecnologías, pero con un gran impacto ambiental. Éste es el dilema de la nueva YPF, tras la estatización del 51% de sus acciones.
Especialistas en distintas ramas de ingeniería y de economía del petróleo se entusiasman con la perspectiva de estos hallazgos, si bien advierten de que el precio a pagar puede ser muy alto.
“Hay indicios indirectos de la presencia de reservorios en Argentina, pero esto sólo se sabrá con certeza cuando se avance en la exploración”, dijo el economista Roberto Kozulj, de la Universidad Nacional de Río Negro.
Kozulj, especializado en economía del petróleo, sostuvo que los obstáculos radican en el monto de la inversión requerida y en el riesgo ambiental por el consumo de grandes cantidades de agua, de energía y de sustancias químicas para extraer estos recursos.
Según el informe Annual Energy Outlook 2011, divulgado en abril del año pasado por la Administración de Información de Energía (EIA) de Estados Unidos, Argentina es el tercer país con mayor potencial geológico para este tipo de hidrocarburos, después de China y Estados Unidos.
El estudio analizó la viabilidad de 48 cuencas en 32 países y estimó que en Argentina podrían extraerse 774 trillones de pies cúbicos de gas (TCF, por sus siglas en inglés), 60 veces más que las reservas convencionales actuales del país.
Los yacimientos están en cuatro cuencas, pero la Neuquina es la que más promete. Allí se encuentran las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, que se extienden por el subsuelo de cuatro provincias: Neuquén y Mendoza, en el oeste, La Pampa, en el centro, y Río Negro, en el centro-sur.
El gobierno de Neuquén ya tiene algunos datos del potencial de la región obtenidos en estudios preliminares, sostuvo el economista Ariel Carignano, de la Universidad Nacional del Comahue, en su libro ¿Qué es el gas no convencional? Aspectos técnicos básicos y desarrollo en la Argentina, de 2011. Ese informe sostiene que, aun con un “alto grado de incertidumbre”, estudios de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de Neuquén estiman en 170 TCF el gas recuperable de Vaca Muerta y entre 130 y 192 TCF el de Los Molles.
La eventual explotación permitiría aumentar la producción de combustible, crear empleo y desarrollar nuevas tecnologías, pero con un gran impacto ambiental. Éste es el dilema de la nueva YPF, tras la estatización del 51% de sus acciones.
La Cumbre del G8 garantiza el suministro estable de petróleo
Los líderes del G8 se comprometieron a vigilar y estar listos para asegurar el suministro estable de petróleo a los mercados mundiales y evitar los riesgos de interrupciones en la economía.
“Supervisamos la situación de manera cercana y estamos listos para solicitar a la Agencia Internacional de la Energía que tome las medidas oportunas que aseguren que los mercados reciben provisiones de manera puntual y completa”, indica un comunicado de los líderes de las potencias industrializadas más Rusia.
El G8 (las ocho potencias del mundo) recuerda que “ha habido un aumento de las interrupciones en el suministro de petróleo en los mercados mundiales en los pasados meses, con el riesgo que suponen para el crecimiento económico global”.
“En respuesta, los productores han aumentado su producción teniendo prudencia en no exceder su capacidad”, aunque el G8 explicó que siguen vigilantes ante la posibilidad de nuevas interrupciones en la distribución de crudo o por el incremento de la demanda en los próximos meses.
La declaración de ayer parece no haber satisfecho las demandas de EEUU que, según fuentes cercanas a la reuniones de Camp David, quería un compromiso conjunto para liberar sus reservas estratégicas de petróleo y empujar a la baja los precios del crudo.
El presidente de EEUU, Barack Obama, admitió la necesidad de crecimiento de las economías más industrializadas del planeta, aunque sin descuidar las cuentas públicas, al inmiscuirse en el debate europeo, pero también lanzó una mirada crítica al caso doméstico JP Morgan.
“Estamos absolutamente comprometidos con garantizar que tanto el crecimiento y la estabilidad como la consolidación fiscal formen parte de un plan global que todos nosotros debemos impulsar” para generar la prosperidad, dijo Obama al inicio de la segunda jornada de la Cumbre del G8, que concluyó ayer.
Desde la Cumbre
Seguridad El Comando de Defensa Aeroespacial de los Estados Unidos (Norad) interceptó hoy a dos pequeñas aeronaves que sobrevolaron el espacio aéreo de Camp David, en Maryland, donde se realiza la XXXVIII Cumbre del G8.
Merkel El presidente Barack Obama y la canciller alemana, Angela Merkel, sostuvieron un encuentro bilateral al cierre de la Cumbre del G8.
Los 8 Desde el viernes están reunidos los máximos líderes de Estados Unidos, Japón, Alemania, Francia, Reino Unido, Italia, Canadá y Rusia.
Menú Las esposas de los líderes del G8 degustaron un menú con un toque gastronómico español con la firma del chef José Andrés.
“Supervisamos la situación de manera cercana y estamos listos para solicitar a la Agencia Internacional de la Energía que tome las medidas oportunas que aseguren que los mercados reciben provisiones de manera puntual y completa”, indica un comunicado de los líderes de las potencias industrializadas más Rusia.
El G8 (las ocho potencias del mundo) recuerda que “ha habido un aumento de las interrupciones en el suministro de petróleo en los mercados mundiales en los pasados meses, con el riesgo que suponen para el crecimiento económico global”.
“En respuesta, los productores han aumentado su producción teniendo prudencia en no exceder su capacidad”, aunque el G8 explicó que siguen vigilantes ante la posibilidad de nuevas interrupciones en la distribución de crudo o por el incremento de la demanda en los próximos meses.
La declaración de ayer parece no haber satisfecho las demandas de EEUU que, según fuentes cercanas a la reuniones de Camp David, quería un compromiso conjunto para liberar sus reservas estratégicas de petróleo y empujar a la baja los precios del crudo.
El presidente de EEUU, Barack Obama, admitió la necesidad de crecimiento de las economías más industrializadas del planeta, aunque sin descuidar las cuentas públicas, al inmiscuirse en el debate europeo, pero también lanzó una mirada crítica al caso doméstico JP Morgan.
“Estamos absolutamente comprometidos con garantizar que tanto el crecimiento y la estabilidad como la consolidación fiscal formen parte de un plan global que todos nosotros debemos impulsar” para generar la prosperidad, dijo Obama al inicio de la segunda jornada de la Cumbre del G8, que concluyó ayer.
Desde la Cumbre
Seguridad El Comando de Defensa Aeroespacial de los Estados Unidos (Norad) interceptó hoy a dos pequeñas aeronaves que sobrevolaron el espacio aéreo de Camp David, en Maryland, donde se realiza la XXXVIII Cumbre del G8.
Merkel El presidente Barack Obama y la canciller alemana, Angela Merkel, sostuvieron un encuentro bilateral al cierre de la Cumbre del G8.
Los 8 Desde el viernes están reunidos los máximos líderes de Estados Unidos, Japón, Alemania, Francia, Reino Unido, Italia, Canadá y Rusia.
Menú Las esposas de los líderes del G8 degustaron un menú con un toque gastronómico español con la firma del chef José Andrés.
viernes, 18 de mayo de 2012
Ecopetrol: Reservas de gas en la región alcanzan a 280 TCF
El vicepresidente de Ecopetrol, Hector Manosalva Rojas, informó que las reservas de gas natural en la región registran un volumen de 280 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés), en tanto que las de crudo alcanzaron 260 mil milllones de barriles.
“En la región actualmente el inventario de reservas ascienden a 260 mil millones de barriles de crudo e igualmente las reservas de gas han llegado a un volumen cercano a los 280 TCF, no obstante la dinámica de incorporación de reservas de gas en América Latina ha venido disminuyendo consistentemente en varios países de la región”, manifestó Manosalva.
La afirmación fue realizada durante su participación en el II Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2012, que se desarrolla en la ciudad de Santa Cruz, Bolivia, donde disertó la temática “Condiciones de mercado para el desarrollo de la exploración y explotación. Caso Colombia”.
En los últimos 18 años el inventario de reservas del continente americano se incrementó con el aporte de las canastas energéticas de Venezuela, Brasil y Ecuador.
“En la región actualmente el inventario de reservas ascienden a 260 mil millones de barriles de crudo e igualmente las reservas de gas han llegado a un volumen cercano a los 280 TCF, no obstante la dinámica de incorporación de reservas de gas en América Latina ha venido disminuyendo consistentemente en varios países de la región”, manifestó Manosalva.
La afirmación fue realizada durante su participación en el II Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2012, que se desarrolla en la ciudad de Santa Cruz, Bolivia, donde disertó la temática “Condiciones de mercado para el desarrollo de la exploración y explotación. Caso Colombia”.
En los últimos 18 años el inventario de reservas del continente americano se incrementó con el aporte de las canastas energéticas de Venezuela, Brasil y Ecuador.
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