PROYECTO La estatal anunció esta inversión para el período 2014-2017, plazo en el que se realizarán entre 14 y 17 perforaciones de pozos exploratorios.
Redacción central / Cambio
Bolivia incrementará la actividad exploratoria con mayores inversiones.
Desde el año 2006 se perforaron 55 pozos que ayudaron a incrementar las reservas de gas natural.
La estatal YPFB Corporación anunció que entre el año 2014 y 2017 se invertirán $us 2.341 millones en la exploración de gas natural y petróleo, con el objetivo de incrementar las reservas nacionales de hidrocarburos.
La actividad exploratoria abarca tareas como el levantamiento de datos del estudio de sísmica, geología, procesamiento de información, perforación de pozos entre otros.
De acuerdo con los datos de la petrolera estatal, en el período señalado se perforarán en promedio entre 14 y 17 pozos exploratorios.
El presidente de YPFB, Carlos Villegas, afirmó que todos los estudios realizados hasta el momento muestran que el país tiene un potencial hidrocarburífero importante.
“Tenemos la esperanza de que los resultados de la exploración serán exitosos, lo que conllevará más inversiones en desarrollo, construcción de plantas de procesamiento, de gasoductos, de oleoductos, para luego poner esa producción en el mercado”, explicó.
En este marco, el Gobierno anunció la pronta implementación de un decreto supremo para la aplicación de incentivos a las petroleras para intensificar la exploración.
Éste consistirá, entre otros aspectos, en una reducción de la obtención de licencia ambiental para las áreas exploratorias y mejorar el flujo económico de las empresas.
En la actualidad existen 52 áreas disponibles para la exploración distribuidas en zonas con potencial de gas natural y otras de petróleo.
Según YPFB, el proceso de exploración, en sus diferentes etapas, requiere una maduración de entre 5 a 7 años para obtener resultados positivos.
La inversión en exploración entre los años 2006 y 2013 llega a $us 1.076 millones. En este período se logró la perforación de 55 pozos, con un promedio anual de 7 pozos.
“Estas inversiones que hicimos en exploración han tenido resultados”, remarcó Villegas, quien dijo que las reservas de gas natural se incrementaron de 9,9 TCF (trillones de pies cúbicos), en 2009, a 11,2 TCF, en la actualidad.
Para 2013 se invertirán $us 282,6 millones en exploración, mientras que en 2012 ésta fue de $us 232,6 millones.
“Tenemos la esperanza de que los resultados en exploración serán exitosos, lo que conllevará más inversiones.
Carlos Villegas
Presidente de YPFB Corporación
La inversión total en hidrocarburos alcanza a $us 7.487 millones en el período 2006-2013, entre YPFB Corporación y las empresas que operan bajo contratos en Bolivia.
Esta inversión se distribuye en exploración, producción, transporte, almacenaje, redes de gas, plantas de separación de líquidos y proyectos de petroquímica.
Entre 2006 y 2013, sólo la actividad de exploración demandó un gasto de recursos de $us 1.076 millones, cuyos resultados fueron incrementar las reservas de gas natural.
La actividad hidrocarburífera favoreció al Estado boliviano en el año 2012 con $us 4.291 millones, bajo la forma de renta petrolera que se distribuye a gobernaciones departamentales, municipios y universidades.
La tarea de exploración de hidrocarburos requiere un proceso de maduración de 5 a 7 años.
Noticias de la prensa en la que se mencionan a los hidrocarburos y todo lo relacionado a ello.
viernes, 31 de mayo de 2013
jueves, 30 de mayo de 2013
Amplían plazo para ofertas de fiscalización de planta de urea
La fiscalización de la planta de urea sigue demorándose. Hasta el 12 de junio, amplían el plazo para la presentación de ofertas. Éstas debieron entregarse el martes, recién pasado, de acuerdo con los cronogramas fijados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
La ampliación del plazo está señalada en la “nota expresa de aprobación de enmiendas”, fechada el 23 de mayo, suscrita por la autoridad responsable del proceso de contratación y Gerente General de Proyectos, Plantas y Petroquímica de la petrolera, Mario Salazar.
Mientras tanto Samsung Engineering acelera motores para emprender la obra. Ya concluyó el diseño y está en proceso de adquirir los equipos. Pero la fiscalización aún no llega.
La apertura de sobres será el mismo segundo miércoles de junio, en tanto que la evaluación de las propuestas se extenderá hasta el día 20 del mismo mes, de acuerdo con el nuevo cronograma.
La fecha tentativa para adjudicar la fiscalización a Samsung es el 25 de junio y la firma se realizaría el 11 de julio. Sin embargo, estas fechas son modificables.
Entre los trabajos que la contratista surcoreana ya concluyó está la primera fase de adaptación tecnológica para la producción de urea y amoniaco y la ingeniería básica, de acuerdo con el anuncio realizado, en días pasados, por el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
En tanto que la construcción misma de la planta petroquímica empezará en julio, ratificó el máximo ejecutivo de la corporación petrolera. Para entonces ya debería estar contratada la fiscalizadora.
Samsung trabaja en la ingeniería de detalle del complejo petroquímico para producir amoniaco y de ésta urea. Este trabajo todavía tomará hasta fin de año, según había indicado Villegas.
Por otro lado, hasta el 18 de mayo, el Banco Central de Bolivia ya había entregado a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos el 20 por ciento del crédito para financiar la construcción de la planta de urea en Cochabamba.
Los recursos desembolsados, 1.177 millones de bolivianos del préstamo suscrito en septiembre del año pasado, el total contratado es 6.021 millones, cubrió transferencias para la contratista encargada desde el diseño hasta la puesta en marcha, pasando por el montaje.
La ampliación del plazo está señalada en la “nota expresa de aprobación de enmiendas”, fechada el 23 de mayo, suscrita por la autoridad responsable del proceso de contratación y Gerente General de Proyectos, Plantas y Petroquímica de la petrolera, Mario Salazar.
Mientras tanto Samsung Engineering acelera motores para emprender la obra. Ya concluyó el diseño y está en proceso de adquirir los equipos. Pero la fiscalización aún no llega.
La apertura de sobres será el mismo segundo miércoles de junio, en tanto que la evaluación de las propuestas se extenderá hasta el día 20 del mismo mes, de acuerdo con el nuevo cronograma.
La fecha tentativa para adjudicar la fiscalización a Samsung es el 25 de junio y la firma se realizaría el 11 de julio. Sin embargo, estas fechas son modificables.
Entre los trabajos que la contratista surcoreana ya concluyó está la primera fase de adaptación tecnológica para la producción de urea y amoniaco y la ingeniería básica, de acuerdo con el anuncio realizado, en días pasados, por el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
En tanto que la construcción misma de la planta petroquímica empezará en julio, ratificó el máximo ejecutivo de la corporación petrolera. Para entonces ya debería estar contratada la fiscalizadora.
Samsung trabaja en la ingeniería de detalle del complejo petroquímico para producir amoniaco y de ésta urea. Este trabajo todavía tomará hasta fin de año, según había indicado Villegas.
Por otro lado, hasta el 18 de mayo, el Banco Central de Bolivia ya había entregado a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos el 20 por ciento del crédito para financiar la construcción de la planta de urea en Cochabamba.
Los recursos desembolsados, 1.177 millones de bolivianos del préstamo suscrito en septiembre del año pasado, el total contratado es 6.021 millones, cubrió transferencias para la contratista encargada desde el diseño hasta la puesta en marcha, pasando por el montaje.
Prevén caída en precios del gas natural y la soya
Un análisis del Centro Boliviano de Economía (Cebec) de la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz (Cainco) identifica que la demanda mundial de los bienes básicos permanece creciendo a una tasa bastante desacelerada lo cual estaría provocando presiones para una bajada de los precios.
En el caso del sector oleaginoso, la contracción de la demanda es acompañada por un incremento histórico en la producción de granos de América del Sur. En el petróleo, la contracción de la demanda de Europa estaría teniendo un impacto importante.
Estos escenarios afectarían a Bolivia en dos de sus principales productos de exportación.
En el informe del Departamento de Agricultura de Estados Unidos (USDA) presentado este mes de mayo, sobre las tendencias del mercado mundial del aceite de soya, se proyecta que la producción 2013-2014 superará a la demanda. En ese marco los precios de dicho producto y sus derivados como la torta de soya tenderían a disminuir en los meses de octubre y noviembre.
Entre las principales razones que explican el comportamiento mencionado se debe a los incrementos record en la producción de soya en América del Sur junto a una reducción de las expectativas de las exportaciones de Estados Unidos. Ambos factores provocarían un exceso de oferta de 30 millones de toneladas mayor que la del año pasado, lo cual excede la demanda mundial esperada para el 2013.
Hasta octubre de 2013 se espera que la producción alcance las 200 millones de toneladas y el precio disminuya de 16 dólares por bushel, precio pagado en octubre de 2012, a cerca 12 dólares por bushel en octubre de 2013. En precio por tonelada esto significaría que disminuya de 587 dólares a cerca de 440 dólares por tonelada.
CAERÁ EL CONSUMO DE PETRÓLEO
En el reporte de abril de 2013 presentado por la Agencia Internacional de Energía se sostiene que por tercer año consecutivo el crecimiento de la demanda mundial del petróleo sea bastante débil. Por ejemplo, el informe sostiene que los países que no pertenecen a la Organización de Estados para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD) incrementarán su demanda en 1.28 millones de barriles por día, sin embargo, este crecimiento es contrarrestado por una caída en el consumo de petróleo de los países OECD de 480 mil barriles por día, lo cual dejaría un incremento neto en la demanda mundial de 795 mil barriles por día, bastante por debajo de las expectativas de una recuperación económica.
La caída en el consumo de petróleo de los países desarrollados se explica fundamentalmente por una contracción en la demanda de Europa. Según el informe, la demanda de petróleo en este continente no había sido tan débil desde 1985. Este escenario deja un sentimiento de pesimismo, lo cual estarían afectando a los precios de futuros del petróleo particularmente para octubre o septiembre de 2013.
OFERTA MUNDIAL
Por el lado de la oferta, se espera que los países no pertenecientes a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEC por su sigla en inglés) sumen una oferta de 54 millones de barriles día, una ganancia de 650 mil barriles día en comparación con el primer trimestre de 2012. Los países pertenecientes a la OPEC tuvieron una oferta menor en comparación a similar periodo del pasado año, disminuyendo 140 mil barriles día y quedando una oferta de 30 millones, los cual se explica por problemas en Nigeria, Libia e Irak.
En el caso del sector oleaginoso, la contracción de la demanda es acompañada por un incremento histórico en la producción de granos de América del Sur. En el petróleo, la contracción de la demanda de Europa estaría teniendo un impacto importante.
Estos escenarios afectarían a Bolivia en dos de sus principales productos de exportación.
En el informe del Departamento de Agricultura de Estados Unidos (USDA) presentado este mes de mayo, sobre las tendencias del mercado mundial del aceite de soya, se proyecta que la producción 2013-2014 superará a la demanda. En ese marco los precios de dicho producto y sus derivados como la torta de soya tenderían a disminuir en los meses de octubre y noviembre.
Entre las principales razones que explican el comportamiento mencionado se debe a los incrementos record en la producción de soya en América del Sur junto a una reducción de las expectativas de las exportaciones de Estados Unidos. Ambos factores provocarían un exceso de oferta de 30 millones de toneladas mayor que la del año pasado, lo cual excede la demanda mundial esperada para el 2013.
Hasta octubre de 2013 se espera que la producción alcance las 200 millones de toneladas y el precio disminuya de 16 dólares por bushel, precio pagado en octubre de 2012, a cerca 12 dólares por bushel en octubre de 2013. En precio por tonelada esto significaría que disminuya de 587 dólares a cerca de 440 dólares por tonelada.
CAERÁ EL CONSUMO DE PETRÓLEO
En el reporte de abril de 2013 presentado por la Agencia Internacional de Energía se sostiene que por tercer año consecutivo el crecimiento de la demanda mundial del petróleo sea bastante débil. Por ejemplo, el informe sostiene que los países que no pertenecen a la Organización de Estados para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD) incrementarán su demanda en 1.28 millones de barriles por día, sin embargo, este crecimiento es contrarrestado por una caída en el consumo de petróleo de los países OECD de 480 mil barriles por día, lo cual dejaría un incremento neto en la demanda mundial de 795 mil barriles por día, bastante por debajo de las expectativas de una recuperación económica.
La caída en el consumo de petróleo de los países desarrollados se explica fundamentalmente por una contracción en la demanda de Europa. Según el informe, la demanda de petróleo en este continente no había sido tan débil desde 1985. Este escenario deja un sentimiento de pesimismo, lo cual estarían afectando a los precios de futuros del petróleo particularmente para octubre o septiembre de 2013.
OFERTA MUNDIAL
Por el lado de la oferta, se espera que los países no pertenecientes a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEC por su sigla en inglés) sumen una oferta de 54 millones de barriles día, una ganancia de 650 mil barriles día en comparación con el primer trimestre de 2012. Los países pertenecientes a la OPEC tuvieron una oferta menor en comparación a similar periodo del pasado año, disminuyendo 140 mil barriles día y quedando una oferta de 30 millones, los cual se explica por problemas en Nigeria, Libia e Irak.
miércoles, 29 de mayo de 2013
Acometida gratuita Ofrecen segunda instalación de gas natural
La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ofrece a los usuarios del sistema a nivel nacional una segunda instalación gratuita de gas a domicilio.
Sergio Borda, gerente de Redes de Gas de la estatal petrolera, dijo que esta nueva oferta tiene como objetivo contribuir al cambio de la matriz energética, es decir que el uso de la garrafa de gas licuado de petróleo disminuya.
“La segunda instalación es gratuita en las mismas condiciones que la primera, sólo a un punto, a la cocina, si el usuario quiere hacer una instalación a puntos adicionales (comúnmente un calefón o una ducha) el gasto corre por su cuenta”, precisó.
Si el propietario de un predio quiere tener esta oferta de instalación gratuita necesariamente deberá contar con otra cocina. “Puede instalar (la conexión) a nombre del mismo usuario o de otra persona”, agregó.
Para acceder al beneficio se precisa una fotocopia de la última factura de consumo de gas, fotocopia del carnet de identidad del dueño del predio, fotocopia del servicio de luz y/o agua y del folio real o tarjeta de propiedad.
YPFB financia gratuitamente 22 metros de conexión. Cuando la instalación excede esa extensión el costo estimado es de 105 bolivianos por metro adicional y 55 bolivianos por cambio de diámetro de cañería.
Sergio Borda, gerente de Redes de Gas de la estatal petrolera, dijo que esta nueva oferta tiene como objetivo contribuir al cambio de la matriz energética, es decir que el uso de la garrafa de gas licuado de petróleo disminuya.
“La segunda instalación es gratuita en las mismas condiciones que la primera, sólo a un punto, a la cocina, si el usuario quiere hacer una instalación a puntos adicionales (comúnmente un calefón o una ducha) el gasto corre por su cuenta”, precisó.
Si el propietario de un predio quiere tener esta oferta de instalación gratuita necesariamente deberá contar con otra cocina. “Puede instalar (la conexión) a nombre del mismo usuario o de otra persona”, agregó.
Para acceder al beneficio se precisa una fotocopia de la última factura de consumo de gas, fotocopia del carnet de identidad del dueño del predio, fotocopia del servicio de luz y/o agua y del folio real o tarjeta de propiedad.
YPFB financia gratuitamente 22 metros de conexión. Cuando la instalación excede esa extensión el costo estimado es de 105 bolivianos por metro adicional y 55 bolivianos por cambio de diámetro de cañería.
Firma que exportó condensado se queda sin su presidente
Roberto Cuadros, el hasta hace poco presidente del directorio de YPFB-Refinación, ya no es más titular de esa empresa subsidiaria, que se encargó de exportar petróleo condensado a Argentina mediante un contrato suscrito con la empresa Refinor.
En las oficinas de esa repartición en Santa Cruz confirmaron que hace tres semanas ese directivo dejó de trabajar y que el gerente Guillermo Achá tomó la conducción de la empresa.
Página Siete se comunicó con este funcionario y él aseguró que continúa ocupando el cargo de gerente, pero que no podía brindar ninguna información sobre Cuadros y que la consulta debía dirigirse a la oficina de prensa de YPFB Corporación.
El responsable de comunicación de YPFB, Ever Terán, confirmó que Cuadros ya no es presidente de YPFB Refinación. Dijo que ello se debe a un “cambio regular” en la empresa y que no tiene que ver con nada inusual.
Cuadros no respondió las llamadas telefónicas ni correo electrónico enviados por Página Siete. Según trascendió, su alejamiento se debe a que es acusado de haber filtrado a los medios la información sobre la exportación irregular de condensado.
Antecedentes
En 2012, YPFB-R, mediante un contrato de asociación accidental, logró que YPFB-C le cediera sus derechos exclusivos de comercialización, para luego exportar el condensado a la argentina Refinor. Compró el barril a precio de mercado interno, 31 dólares (27 dólares más IVA), pero lo exportó a 87 dólares.
Las observaciones surgieron porque de acuerdo a las proyecciones realizadas por la subsidiria en el informe técnico del 27 de abril de 2012 la liquidación de regalías, IDH y participaciones se haría sobre la base del precio interno (más bajo). Por ello, los departamentos de Chuquisaca y Tarija recibieron menos regalías de las establecidas por ley.
Acha informó la semana pasada que de junio de 2012 a enero de 2013 se exportaron 1,6 millones de barriles de consensado por un monto de 144 millones de dólares; no quiso referirse a las ventas, que continúan hasta hoy por un monto adicional de 72 millones de dólares, según datos confirmados por este medio.
Agregó que la labor de la subsidiaria se limitó a la exportación y que el pago de regalías, IDH y otros quedó ahora en manos de YPFB Corporación; además, se informó que se corrigieron los pagos de IDH y regalías con los precios correctos (los de exportación).
Por el IDH de junio de 2012 se entregaron 15 millones de dólares y por regalías, otros 8,8 millones de dólares, añadió.
Antecedentes de la venta a Refinor
Técnico En el informe de YPFB-Refinación del 27 de abril de 2012, al que accedió Página Siete, se hace una proyección de ingresos antes de vender el condensado a Refinor, tomando en cuenta la exportación a cargo de la subsidiaria y no YPFB Corporación.
Proyección En el documento se incluye un precio de compra interna de 31,1 dólares (27 dólares más IVA) y un precio de venta a Refinor de 98 dólares.
Réditos La exportación de 3,7 millones de barriles generaría 248 millones de dólares y la importación de productos refinados costaría 175,5 millones. La diferencia, de 72,5 millones de dólares, debía favorecer a YPFB-R. En el documento se da cuenta que con este escenario el pago de regalías se haría al precio menor, afectando a los departamentos.
En las oficinas de esa repartición en Santa Cruz confirmaron que hace tres semanas ese directivo dejó de trabajar y que el gerente Guillermo Achá tomó la conducción de la empresa.
Página Siete se comunicó con este funcionario y él aseguró que continúa ocupando el cargo de gerente, pero que no podía brindar ninguna información sobre Cuadros y que la consulta debía dirigirse a la oficina de prensa de YPFB Corporación.
El responsable de comunicación de YPFB, Ever Terán, confirmó que Cuadros ya no es presidente de YPFB Refinación. Dijo que ello se debe a un “cambio regular” en la empresa y que no tiene que ver con nada inusual.
Cuadros no respondió las llamadas telefónicas ni correo electrónico enviados por Página Siete. Según trascendió, su alejamiento se debe a que es acusado de haber filtrado a los medios la información sobre la exportación irregular de condensado.
Antecedentes
En 2012, YPFB-R, mediante un contrato de asociación accidental, logró que YPFB-C le cediera sus derechos exclusivos de comercialización, para luego exportar el condensado a la argentina Refinor. Compró el barril a precio de mercado interno, 31 dólares (27 dólares más IVA), pero lo exportó a 87 dólares.
Las observaciones surgieron porque de acuerdo a las proyecciones realizadas por la subsidiria en el informe técnico del 27 de abril de 2012 la liquidación de regalías, IDH y participaciones se haría sobre la base del precio interno (más bajo). Por ello, los departamentos de Chuquisaca y Tarija recibieron menos regalías de las establecidas por ley.
Acha informó la semana pasada que de junio de 2012 a enero de 2013 se exportaron 1,6 millones de barriles de consensado por un monto de 144 millones de dólares; no quiso referirse a las ventas, que continúan hasta hoy por un monto adicional de 72 millones de dólares, según datos confirmados por este medio.
Agregó que la labor de la subsidiaria se limitó a la exportación y que el pago de regalías, IDH y otros quedó ahora en manos de YPFB Corporación; además, se informó que se corrigieron los pagos de IDH y regalías con los precios correctos (los de exportación).
Por el IDH de junio de 2012 se entregaron 15 millones de dólares y por regalías, otros 8,8 millones de dólares, añadió.
Antecedentes de la venta a Refinor
Técnico En el informe de YPFB-Refinación del 27 de abril de 2012, al que accedió Página Siete, se hace una proyección de ingresos antes de vender el condensado a Refinor, tomando en cuenta la exportación a cargo de la subsidiaria y no YPFB Corporación.
Proyección En el documento se incluye un precio de compra interna de 31,1 dólares (27 dólares más IVA) y un precio de venta a Refinor de 98 dólares.
Réditos La exportación de 3,7 millones de barriles generaría 248 millones de dólares y la importación de productos refinados costaría 175,5 millones. La diferencia, de 72,5 millones de dólares, debía favorecer a YPFB-R. En el documento se da cuenta que con este escenario el pago de regalías se haría al precio menor, afectando a los departamentos.
Alejandro Rey Takesaco - Jefe Distrital de redes de gas - SC 'Queremos llegar al 80% de usuarios del área urbana'
Ingeniero mecánico de profesión, Alejandro Rey Takesaco se ha desempeñado en diversos cargos de YPFB durante 19 años y actualmente está a la cabeza de la Distrital de Redes de Gas Santa Cruz. Nos habló de las avances y metas para la presente gestión en cuanto al gas domiciliario en nuestra ciudad.
¿Cuál es el avance de las instalaciones de gas domiciliario?
A.R.: Las redes de gas desde que pasaron a la administración de YPFB se han incrementado paulatinamente. Actualmente tenemos 36.000 instalaciones funcionando y tenemos unas 4.000 que están en proceso de ejecución. Para la presente gestión tenemos una meta de construir 16.000, de las cuales ya se han terminado 2.000. Hasta el 2016 queremos tener un 80% de usuarios consolidados en las áreas urbanas donde hay los servicios básicos.
¿Y el trabajo en cuanto a las redes primarias y secundarias?
A.R.: En redes primarias (acero), el año pasado se construyó 91.267 metros. Y este año tenemos la meta de construir 90.500 metros, que están en proceso de licitación y construcción. Esto nos ha facilitado de que el espectro industrial, comercial y domiciliario se nos haya ampliado en la ciudad, cosa que no existía hasta que YPFB se hizo cargo. En cuanto a las redes secundarias, en los 4 años que YPFB está como distribuidor ha construido 1.300.000 metros. En esta gestión tenemos previsto construir 1.100.000 metros. Se puede ver de que estamos convirtiendo en una política agresiva el proceso de las instalaciones de gas domiciliario.
¿Cuáles son las formas para que el vecino acceda al gas domiciliario?
A.R.: La primera es con el plan gratuito. Nosotros tenemos un presupuesto del Tesoro General de la Nación (TGN), pero tiene límites, entonces no podemos hacer toda la zona al mismo tiempo. Si donde vive queda dentro de las áreas, se la hace la red y la instalación gratuita, pero si la instalación queda fuera de las áreas definidas, es responsabilidad del usuario, de acuerdo a su necesidad, contratar una empresa instaladora para que la haga. En cuanto a los requisitos se debe presentar el testimonio, registro en Derechos Reales, una minuta de compraventa, un documento de trasferencia de una mutual o la Alcaldía. Finalmente, si no tiene ninguno de ellos, una declaración jurada hecha ante un notario público es válida.
¿Con cuántas empresas instaladoras se cuenta?
A.R.: Este tema ha sido una de las deficiencias que hemos tenido, porque capacidad de entregar instalaciones tenemos, pero el número de empresas instaladoras, aproximadamente 100, es insuficiente. Tenemos unas 60 exclusivamente trabajando en la ejecución de instalaciones gratuitas. Las otras están en servicio, pero trabajan de manera privada. Por otra parte, la mano de obra es importante que esté capacitada, porque si bien el gas natural domiciliario es de menor riesgo, sigue siendo un combustible que tiene peligro.
Siempre hay quejas de vecinos acerca de que el proceso de instalación es muy burocrático. ¿Qué les dice?
A.R.: Las instalaciones pagadas son más rápidas, las gratuitas tienen un proceso: primero construimos la red primaria, luego la red secundaria y finalmente hacemos la instalación interna y la puesta en servicio. Pero generalmente las metas que nos proponemos se cumplen dentro de la gestión. Cada proceso tiene su tiempo de construcción.
Algunos vecinos del Plan 3.000 decían que no había gas y que les cortaron el servicio. ¿Es cierto?
A.R.: Lo que pasa es que hay gente malentretenida que hurga los equipos, hay una cajita de gabinete, lo dañinean por robar o por molestar, pero en realidad no hubo escasez de gas. En invierno algunas veces tenemos algunos problemas debido a que nuestro gas es bastante rico en condensado, entonces cuando hay cambio de temperatura brusco se condensa, lo que hace que se bloqueen los reguladores. Pero solo son aspectos técnicos que se solucionan rápido.
¿Cuánto es la diferencia de precio del gas natural domiciliario en relación al gas licuado de petróleo (GLP) de garrafa?
A.R.: La diferencia de consumir gas natural en vez de GLP es abismal, porque el Gobierno ha hecho franjas para las capas del nivel medio de escasos recursos: las familias que usan hasta una garrafa pagan 8,5 bolivianos, las que consumen hasta 2 garrafas pagan 16,5 bolivianos, las que consumen hasta 3 garrafas pagan 24,5 bolivianos y a partir de la tercera garrafa y 1 pie pagan el precio real que es 5 dólares el millar de pie cúbico, lo que actualmente la gente compra una garrafa pura agua en 22,5 bolivianos.
'Tenemos 33 distribuidores de gas dentro de la ciudad y algunos en provincias.'
martes, 28 de mayo de 2013
YPFB recibe invitaciones para trabajar en Argentina y Venezuela
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación estudia la posibilidad de participar en tareas de exploración y producción de hidrocarburos en Argentina y Venezuela luego de recibir invitaciones de ambos gobiernos, informó el martes el presidente ejecutivo de la estatal petrolera de Bolivia, Carlos Villegas, citado en un boletín de prensa de esa entidad.
'Hay un acercamiento entre las empresas (YPFB e YPF) por una decisión que toman los primeros mandatarios de nuestros países. Una decisión para que trabajemos en conjunto. Y así como YPF va a encarar trabajos de exploración en Bolivia, estamos estudiando la posibilidad de que YPFB participe en algunas áreas de producción en Argentina. Existen muchos puntos de convergencia y esperamos obtener buenos resultados. Es la primera vez que se encara un proyecto tan ambicioso en conjunto y se ha tomado la decisión de acelerar los pasos', dijo el ejecutivo de YPFB.
Villegas al referirse a la invitación formulada por la República Bolivariana de Venezuela para que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos participe en tareas de exploración y explotación, señaló que 'estamos trabajando con PDVSA en Bolivia y ellos también nos ofrecieron que YPFB vaya a trabajar a Venezuela, en la franja del Orinoco'.
La declaración del presidente ejecutivo de YPFB se registra tras la visita del presidente de Venezuela, Nicolás Maduro a Cochabamba, y cuando la estatal petrolera se apresta a suscribir tres convenios con YPF de la Argentina.
Según un informe oficial, Bolivia y Argentina trabajan en un acuerdo energético amplio que será firmado en los próximos días, a partir del cual se trabajará en todas las líneas energéticas.
'Esta asociación entre YPF e YPFB puede ser un embrión importante, un ejemplo de integración a imitar o ampliar. Tenemos la experiencia, un camino recorrido que nos habilita para buscar nuevas formas de colaboración. Podría ser un embrión importante para la formación de una empresa multiestatal de energía', agregó.
Mientras que el relacionamiento entre la estatal boliviana y PDVSA, este llegó a su máxima expresión con la invitación del presidente venezolano, Nicolás Maduro para que Bolivia participe en tareas de exploración en Venezuela.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos posee en YPFB Petroandina SAM el 60 por ciento de participación y la venezolana PDVSA el restante 40%, la subsidiaria de la estatal petrolera trabaja en Bolivia desde 2007 en el desarrollo de nuevos prospectos hidrocaburíferos.
Con ambos proyectos en Argentina y Venezuela, la estatal boliviana se encamina a proyectarse y concretar su aspiración de convertirse en una empresa de talla internacional.
Bolivia ocupa el quinto lugar en reservas de shale gas
Un informe elaborado por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) indica que Bolivia ocupa el quinto lugar en Sudamérica con potencial de reservorios no convencionales (shale gas), después de Argentina, Brasil, Chile y Paraguay.
La información fue proporcionada a La Razón por el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, ante la consulta de si en Bolivia existían reservorios de gas no convencional, tomando en cuenta que el 6 de febrero de este año Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció el inicio de estudios preliminares para establecer el potencial de estas reservas en el país.
Según el informe de esa cartera de Estado, Bolivia contaría con “aproximadamente 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de este tipo de gas que puede ser recuperable con la tecnología actual disponible para estos yacimientos, supeditado a consideraciones económicas, ambientales y a normativas de los países que decidan incursionar en estos recursos”.
Este tipo de hidrocarburo se encuentra atrapado en rocas madre que están ubicadas a profundidades mayores que el gas natural y genera el gas “in situ”, las cuales se comportan como reservorios y sellos, señala el informe.
El gas en los reservorios no convencionales es almacenado en los espacios vacíos de fracturas naturales de la corteza, y deben ser estimulados para generar un reservorio artificial mediante fracturamiento hidráulico.
El documento añade que en el subsuelo boliviano las rocas madre de gas no convencional tendrían presencia en el Subandino norte, centro y sur; en la llanura Chaco beniana y en el Altiplano. En estas zonas estarían ubicados los más importantes “manaderos” (áreas con emanación de este tipo de hidrocarburos) (Ver infografía).
Reservorio. Una de las posibles reservas de shale gas no convencional estaría ubicada en la formación de la corteza terrestre denominada Los Monos. El 6 de febrero de 2013, el vicepresidente de Administración, Control y Fiscalización de la YPFB, Luis Alberto Sánchez, informó que la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de la petrolera estatal contratará una empresa consultora para que ayude a direccionar o tener lineamientos e iniciar los estudios de shale gas.
“La Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios posteriores”, indicó entonces. Sánchez argumentó que YPFB no cuenta con la tecnología para esta tarea y por ello están en la fase de análisis para explotar el shale gas.
El viceministro Eduardo Alarcón añadió que los estudios geoquímicos realizados mediante un convenio de cooperación entre YPFB y Orston-IFRSDC en los años 1994 y 1995 muestran una síntesis de más de 3.000 datos de muestras de roca, obtenidas de varios informes regionales y finales de pozos exploratorios estudiados por algunas compañías internacionales y organizaciones que trabajan en el país.
La autoridad consideró que la incursión en este rubro debe ser el resultado de una evaluación seria y responsable, en el que se identifique e investigue el sistema petrolero de shale gas para encaminar una posterior evaluación de potenciales reservas.
YPFB y YPF firmarán tres acuerdos, uno para shale gas
YPFB y YPF de Argentina firmarán en las próximas semanas tres convenios para la exploración de gas natural y shale gas, anunció el 23 de mayo en Santa Cruz el presidente de la petrolera estatal, Carlos Villegas Quiroga.
Villegas indicó que la petrolera estatal de la vecina nación está interesada en concretar un nuevo convenio de estudios para tres áreas de exploración y en el inicio de “inéditos estudios de shale gas en Bolivia, considerando la amplia experiencia argentina en el área”.
La firma para esos estudios debía llevarse a cabo el 23 de mayo en el III Congreso Gas & Petróleo, pero el presidente de la petrolera argentina, Miguel Matías Galuccio, suspendió a última hora su viaje, por lo que se decidió aplazar la rúbrica en dos semanas más.
Datos sobre el shale gas y estudios
Presencia
Hay dos tipos de reservorios no convencionales de gas y petróleo: los shale gas, presentes en formaciones lutiticas (arcillas compactas), y los tight gas, presentes en niveles arenosos laminados compactos.
Informe
A lo largo del Subandino sur, centro y norte hay al menos 106 manaderos naturales de petróleo y gas, según YPFB.
YPFB quiere Shale gas de la mano de la argentina YPF
Carlos Colo del Zotto, director de Exploración de YPF S.A. Argentina afirmó a DINERO que los estudios de geología revelan que en Bolivia sí existen oportunidades de desarrollar gas no convencional (shale gas) y que por ello se concretarán los acuerdos de estudio entre YPFB Corporación y la estatal argentina, para que posteriormente se definan las áreas de exploración y la inversión que este proyecto demandará.
“Son acuerdos de cooperación donde YPF e YPFB van a reunir oportunidades que existan en cuanto al desarrollo y prospección de hidrocarburos. Dentro de ese contexto, está también lo relacionado a lo no convencional”, remarcó Colo del Zotto.
El vicepresidente de Servicios Compartidos de la compañía en el vecino país, Sergio Affronti, que disertó en el III Congreso de YPFB Gas & Petróleo, manifestó que se prevé el estudio de exploración de tres bloques del subandino boliviano (Charagua, Irenda y Abapó).
El pasado 17 de mayo una comitiva compuesta por el presidente de YPFB, Carlos Villegas; el embajador argentino en Bolivia, Sergio Ariel Basteiro; y el vicepresidente de YPFB, Luis Alberto Sánchez participaron de una extenso recorrido por Loma La Lata Norte, en la formación geológica Vaca Muerta, situada en la provincia argentina de Neuquén.
En esa oportunidad, Sánchez manifestó al diario La Mañana de Neuquén que se necesita cooperar con YPF y “poder aprovechar su conocimiento para desarrollar el gas no convencional en el país”. YPFB planteó la necesidad de recibir por parte de YPF el know how para concretar el desarrollo y la exploración de yacimientos no convencionales. Pero otra posibilidad que se analiza es que YPF se sume como socio para el proyecto gasífero.
Vaca Muerta, la veta
Affronti afirmó que Vaca Muerta es para YPF un proyecto estratégico. “De los 28.200 millones que YPF tiene planificado invertir en upstream (exploración) de 2013 a 2017, 40% estará destinado a Vaca Muerta, en exploración como en desarrollo”, destacó.
El directivo de YPF explicó que están buscando socios que estén interesados en participar en el desarrollo del gas no convencional. Por ello ya han firmado un acuerdo con Chevron, compañía que en una primera etapa prevé invertir $us 1.500 millones.
Sin embargo, para el analista Álvaro Ríos, las inversiones para desarrollar Vaca Muerta son de decenas de billones de dólares e YPF no cuenta con los recursos.
“Se ha lanzado a buscar socios internacionales para encarar esto. Sin embargo, la seguridad jurídica de Argentina, el tipo cambiario y otros factores como precios, no permiten que todavía se concreten las prometidas inversiones para desarrollar el shale de Vaca Muerta”, afirmó el experto
Otras inversiones
Estatal argentina retoma exploración de frontera
Dentro del Plan Exploratorio Argentino, que se lleva adelante a partir de la nacionalización de YPF, se ha incorporado un plan asociado a la exploración de frontera, en conjunto también con el off share, indicó Carlos Colo del Soto, director de Exploración de la estatal argentina.
“Se han reconocido áreas en 14 provincias del Estado argentino, con lo cual se ha dado impulso a la exploración de frontera”, afirmó.
En la visión off shore, YPF tienen dominio minero en el que prevén desarrollar actividad, pues se tienen seis cuencas sedimentarias inexploradas. Allí se tienen compromisos tanto de sísmica como de pozos para los próximos años.
Asimismo, asociada a la exploración en cuencas productivas, YPF apunta a relanzar algunas actividades, principalmente, en la cuenca neuquina y en la cuenca del golfo San Jorge, donde actualmente operan y en el que existen campos maduros y aún un remante de exploración que desarrollarán.
Por su parte, Affronti, destaca que Vaca Muerta va a significar un cambio total en la industria argentina.
“Vamos a ir a un desarrollo que permita trabajar en un modo de factoría. Para ello ya hemos contratado cuatro equipos de perforación que están llegando a finales de este año, más otros siete que estarán llegando el siguiente año, que van a permitir perforar en línea, de una forma más rápida, más eficiente y aun menor costo”, dijo, agregando que actualmente se están perforando dos pozos.
“Son acuerdos de cooperación donde YPF e YPFB van a reunir oportunidades que existan en cuanto al desarrollo y prospección de hidrocarburos. Dentro de ese contexto, está también lo relacionado a lo no convencional”, remarcó Colo del Zotto.
El vicepresidente de Servicios Compartidos de la compañía en el vecino país, Sergio Affronti, que disertó en el III Congreso de YPFB Gas & Petróleo, manifestó que se prevé el estudio de exploración de tres bloques del subandino boliviano (Charagua, Irenda y Abapó).
El pasado 17 de mayo una comitiva compuesta por el presidente de YPFB, Carlos Villegas; el embajador argentino en Bolivia, Sergio Ariel Basteiro; y el vicepresidente de YPFB, Luis Alberto Sánchez participaron de una extenso recorrido por Loma La Lata Norte, en la formación geológica Vaca Muerta, situada en la provincia argentina de Neuquén.
En esa oportunidad, Sánchez manifestó al diario La Mañana de Neuquén que se necesita cooperar con YPF y “poder aprovechar su conocimiento para desarrollar el gas no convencional en el país”. YPFB planteó la necesidad de recibir por parte de YPF el know how para concretar el desarrollo y la exploración de yacimientos no convencionales. Pero otra posibilidad que se analiza es que YPF se sume como socio para el proyecto gasífero.
Vaca Muerta, la veta
Affronti afirmó que Vaca Muerta es para YPF un proyecto estratégico. “De los 28.200 millones que YPF tiene planificado invertir en upstream (exploración) de 2013 a 2017, 40% estará destinado a Vaca Muerta, en exploración como en desarrollo”, destacó.
El directivo de YPF explicó que están buscando socios que estén interesados en participar en el desarrollo del gas no convencional. Por ello ya han firmado un acuerdo con Chevron, compañía que en una primera etapa prevé invertir $us 1.500 millones.
Sin embargo, para el analista Álvaro Ríos, las inversiones para desarrollar Vaca Muerta son de decenas de billones de dólares e YPF no cuenta con los recursos.
“Se ha lanzado a buscar socios internacionales para encarar esto. Sin embargo, la seguridad jurídica de Argentina, el tipo cambiario y otros factores como precios, no permiten que todavía se concreten las prometidas inversiones para desarrollar el shale de Vaca Muerta”, afirmó el experto
Otras inversiones
Estatal argentina retoma exploración de frontera
Dentro del Plan Exploratorio Argentino, que se lleva adelante a partir de la nacionalización de YPF, se ha incorporado un plan asociado a la exploración de frontera, en conjunto también con el off share, indicó Carlos Colo del Soto, director de Exploración de la estatal argentina.
“Se han reconocido áreas en 14 provincias del Estado argentino, con lo cual se ha dado impulso a la exploración de frontera”, afirmó.
En la visión off shore, YPF tienen dominio minero en el que prevén desarrollar actividad, pues se tienen seis cuencas sedimentarias inexploradas. Allí se tienen compromisos tanto de sísmica como de pozos para los próximos años.
Asimismo, asociada a la exploración en cuencas productivas, YPF apunta a relanzar algunas actividades, principalmente, en la cuenca neuquina y en la cuenca del golfo San Jorge, donde actualmente operan y en el que existen campos maduros y aún un remante de exploración que desarrollarán.
Por su parte, Affronti, destaca que Vaca Muerta va a significar un cambio total en la industria argentina.
“Vamos a ir a un desarrollo que permita trabajar en un modo de factoría. Para ello ya hemos contratado cuatro equipos de perforación que están llegando a finales de este año, más otros siete que estarán llegando el siguiente año, que van a permitir perforar en línea, de una forma más rápida, más eficiente y aun menor costo”, dijo, agregando que actualmente se están perforando dos pozos.
José Luis Gutiérrez Rexach “Estamos compitiendo en Incahuasi y en dos refinerías”
El presidente de Técnicas Reunidas, José Luis Gutiérrez, afirma que se ‘pasa la vida en aviones’ debido a que debe viajar por el mundo para supervisar proyectos. Asegura: “Llegamos a Bolivia para quedarnos”.
¿Qué avances hay en la planta de separación de líquidos de Gran Chaco?
Hasta el 30 de abril el progreso del proyecto es un 44% y a finales de mayo estamos contemplando aproximadamente un 50% de progreso del proyecto. Con respecto a la construcción estamos en un 16 y 18%.
¿Qué representa el 44% de avance en términos de obras?
Lo que es importante saber es que, en un proyecto, las obras de construcción son aproximadamente el 30 y el 40%. Cuando medimos el 44%, tenemos unos pesos relativos de lo que es ingeniería, suministros y construcción. Significa que en construcción de obra local en Yacuiba solo está en 18%.
¿Cómo han incidido las medidas de presión de los indígenas que pararon obras?
Nos afecta, siempre nos afecta. Tenemos la experiencia previa en el campo Margarita, donde también hemos tenido sucesos similares. No obstante, cada vez que sucede esto siempre tenemos una buena coordinación con nuestro cliente, con los equipos técnicos que están trabajando localmente y tratamos de absorber los impactos que en plazo puedan significar estos eventos. Pero no lo consideramos un efecto que nos haya impactado considerablemente para poner en peligro las fechas de terminación de la planta para octubre de 2014.
En un escenario ideal, ¿en qué porcentaje debería estar?
Si no hubiera habido esos problemas, en lugar del 44% estaríamos en un 47%.
Los originarios, amparados en la Constitución Política del Estado, piden consulta previa y compensaciones, ¿cómo ve este escenario para las inversiones extranjeras?
Cada país tiene sus características, entonces nosotros nos acomodamos a lo que tengamos que acomodarnos. Es un tema interno del Gobierno, de las entidades políticas que dirigen el país y son ellos los que tienen que reconducir ese tema.
¿Cómo les ha afectado el caso de supuesta corrupción en las plantas separadoras de líquidos de Río Grande y Gran Chaco que derivó en el encarcelamiento de un ex gerente nacional de plantas de separación de líquidos de YPFB?
Yo diría que no nos hemos visto afectados. En nuestra compañía, y por eso trabajamos desde hace 45 años, nunca hemos tenido un conflicto de este tipo. Nuestra actitud es absolutamente transparente. Entramos en los concursos desde un punto de vista competitivo y tratamos de ganarlo en pura competición. Temas de corrupción desgraciadamente existen en todos los países del mundo.
¿Y cuáles son sus estándares éticos y de transparencia para participar de proyectos?
Gran Chaco es un proyecto importante, pero no podemos olvidar que ahora mismo la empresa tiene como $us 8.000 millones de cartera por ejecutar con cinco o seis proyectos que superan los $us 1.000 millones a escala global. Para Bolivia, Gran Chaco es un proyecto muy significativo en volumen de dinero y muy importante en nuestra política de querer desarrollar nuestra compañía en el país. Desde el punto de vista ético, la empresa tiene un código de ética que lo firman todos los empleados y en el momento en que hay la más mínima desviación o sospecha, lo que hacemos es retirar a ese personal. Es que la reputación es una cosa que tarda mucho en construirse y es muy difícil tener una buena reputación.
¿Qué otros proyectos tienen en portafolio?
Bueno, todos los proyectos que están saliendo de gas, petróleo y petroquímica. Estamos compitiendo en Incahuasi, en el proyecto de ampliación de la refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba y en la propuesta de ampliación de la refinería Guillermo Elder Bell. Ya hicimos el proyecto Margarita I y estamos haciendo el proyecto Margarita II. Estamos en el proyecto Gran Chaco. Eso, entre 2010 y 2015, significarán entre $us 1.000 y $us 1.100 millones.
De adjudicarse los otros proyectos, ¿cuánto significará en inversión adicional?
En inversión de lo que son esos proyectos, Incahuasi y las dos refinerías, serían por un monto de $us 500 millones.
En Bolivia un tema de reclamo permanente es sobre mayor seguridad jurídica.
Bolivia está en un proceso progresivo de crecimiento. Todos los países cuando están en esa situación cambian sus leyes para acomodarlas a las circunstancias. Yo entiendo que es lícito que las leyes se cambien para beneficio del país, pero que en ese ejercicio no se haga daño a las empresas extranjeras que participan del desarrollo.
¿Cuánto recibieron por la planta Gran Chaco?
Tenemos un 44% de avance certificado del proyecto y se nos ha pagado por lo mismo, que son aproximadamente $us 200 millones
¿Qué avances hay en la planta de separación de líquidos de Gran Chaco?
Hasta el 30 de abril el progreso del proyecto es un 44% y a finales de mayo estamos contemplando aproximadamente un 50% de progreso del proyecto. Con respecto a la construcción estamos en un 16 y 18%.
¿Qué representa el 44% de avance en términos de obras?
Lo que es importante saber es que, en un proyecto, las obras de construcción son aproximadamente el 30 y el 40%. Cuando medimos el 44%, tenemos unos pesos relativos de lo que es ingeniería, suministros y construcción. Significa que en construcción de obra local en Yacuiba solo está en 18%.
¿Cómo han incidido las medidas de presión de los indígenas que pararon obras?
Nos afecta, siempre nos afecta. Tenemos la experiencia previa en el campo Margarita, donde también hemos tenido sucesos similares. No obstante, cada vez que sucede esto siempre tenemos una buena coordinación con nuestro cliente, con los equipos técnicos que están trabajando localmente y tratamos de absorber los impactos que en plazo puedan significar estos eventos. Pero no lo consideramos un efecto que nos haya impactado considerablemente para poner en peligro las fechas de terminación de la planta para octubre de 2014.
En un escenario ideal, ¿en qué porcentaje debería estar?
Si no hubiera habido esos problemas, en lugar del 44% estaríamos en un 47%.
Los originarios, amparados en la Constitución Política del Estado, piden consulta previa y compensaciones, ¿cómo ve este escenario para las inversiones extranjeras?
Cada país tiene sus características, entonces nosotros nos acomodamos a lo que tengamos que acomodarnos. Es un tema interno del Gobierno, de las entidades políticas que dirigen el país y son ellos los que tienen que reconducir ese tema.
¿Cómo les ha afectado el caso de supuesta corrupción en las plantas separadoras de líquidos de Río Grande y Gran Chaco que derivó en el encarcelamiento de un ex gerente nacional de plantas de separación de líquidos de YPFB?
Yo diría que no nos hemos visto afectados. En nuestra compañía, y por eso trabajamos desde hace 45 años, nunca hemos tenido un conflicto de este tipo. Nuestra actitud es absolutamente transparente. Entramos en los concursos desde un punto de vista competitivo y tratamos de ganarlo en pura competición. Temas de corrupción desgraciadamente existen en todos los países del mundo.
¿Y cuáles son sus estándares éticos y de transparencia para participar de proyectos?
Gran Chaco es un proyecto importante, pero no podemos olvidar que ahora mismo la empresa tiene como $us 8.000 millones de cartera por ejecutar con cinco o seis proyectos que superan los $us 1.000 millones a escala global. Para Bolivia, Gran Chaco es un proyecto muy significativo en volumen de dinero y muy importante en nuestra política de querer desarrollar nuestra compañía en el país. Desde el punto de vista ético, la empresa tiene un código de ética que lo firman todos los empleados y en el momento en que hay la más mínima desviación o sospecha, lo que hacemos es retirar a ese personal. Es que la reputación es una cosa que tarda mucho en construirse y es muy difícil tener una buena reputación.
¿Qué otros proyectos tienen en portafolio?
Bueno, todos los proyectos que están saliendo de gas, petróleo y petroquímica. Estamos compitiendo en Incahuasi, en el proyecto de ampliación de la refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba y en la propuesta de ampliación de la refinería Guillermo Elder Bell. Ya hicimos el proyecto Margarita I y estamos haciendo el proyecto Margarita II. Estamos en el proyecto Gran Chaco. Eso, entre 2010 y 2015, significarán entre $us 1.000 y $us 1.100 millones.
De adjudicarse los otros proyectos, ¿cuánto significará en inversión adicional?
En inversión de lo que son esos proyectos, Incahuasi y las dos refinerías, serían por un monto de $us 500 millones.
En Bolivia un tema de reclamo permanente es sobre mayor seguridad jurídica.
Bolivia está en un proceso progresivo de crecimiento. Todos los países cuando están en esa situación cambian sus leyes para acomodarlas a las circunstancias. Yo entiendo que es lícito que las leyes se cambien para beneficio del país, pero que en ese ejercicio no se haga daño a las empresas extranjeras que participan del desarrollo.
¿Cuánto recibieron por la planta Gran Chaco?
Tenemos un 44% de avance certificado del proyecto y se nos ha pagado por lo mismo, que son aproximadamente $us 200 millones
YPFB pagará deuda comercial de $us 160.7 millones a Venezuela
El jefe de la diplomacia boliviana dijo que la deuda comercial es la única pendiente con Venezuela, lo cual descartaría las afirmaciones de algunos opositores y economistas que hablan de una deuda de cerca de $us 2 mil millones por el dinero que se invierte en el programa "Bolivia Cambia, Evo Cumple.
"Algunos profesores en los colegios dicen; debemos a Venezuela 4 mil millones, otros dicen debemos más de 2 mil millones, todo lo que es el programa Evo cumple es parte de la deuda externa (…). El ministro de Economía ha informado que nosotros debemos $us 160.7 millones, es una deuda comercial por la importación de diesel y es de YPFB, no tenemos otra deuda", manifestó Choquehuanca.
"Teníamos otra deuda, Venezuela ha comprado bonos por $us 100 millones, esa deuda ya se ha cancelado, esos bonos ya se han cancelado, no tenemos otra deuda (…). YPFB debe tener una estrategia de cómo se cancela esta deuda", sostuvo.
El pasado fin de semana, el ministro de Economía, Luis Arce, afirmó que la deuda comercial con Venezuela representa el 4% de la deuda externa, lo que significaría un monto de $us 164 millones, que según las estimaciones de la autoridad, podría reducir con el paso de los años.
El mismo día, la ministra de Comunicación, Amanda Dávila, dijo que la deuda que tiene Bolivia con Venezuela hasta mayo del 2013, alcanzaría a $us 153 millones, ambas autoridades coincidieron en que esa deuda reducirá con el paso de los años.
No obstante, un reporte del Banco Central de Bolivia (BCB) al mes de agosto del 2012, señala que el total de deuda que Bolivia tiene con Venezuela es de $us 416.4 millones. Mientras que el año 2006, la deuda con Venezuela era de sólo $us 33 millones.
ANF
"Algunos profesores en los colegios dicen; debemos a Venezuela 4 mil millones, otros dicen debemos más de 2 mil millones, todo lo que es el programa Evo cumple es parte de la deuda externa (…). El ministro de Economía ha informado que nosotros debemos $us 160.7 millones, es una deuda comercial por la importación de diesel y es de YPFB, no tenemos otra deuda", manifestó Choquehuanca.
"Teníamos otra deuda, Venezuela ha comprado bonos por $us 100 millones, esa deuda ya se ha cancelado, esos bonos ya se han cancelado, no tenemos otra deuda (…). YPFB debe tener una estrategia de cómo se cancela esta deuda", sostuvo.
El pasado fin de semana, el ministro de Economía, Luis Arce, afirmó que la deuda comercial con Venezuela representa el 4% de la deuda externa, lo que significaría un monto de $us 164 millones, que según las estimaciones de la autoridad, podría reducir con el paso de los años.
El mismo día, la ministra de Comunicación, Amanda Dávila, dijo que la deuda que tiene Bolivia con Venezuela hasta mayo del 2013, alcanzaría a $us 153 millones, ambas autoridades coincidieron en que esa deuda reducirá con el paso de los años.
No obstante, un reporte del Banco Central de Bolivia (BCB) al mes de agosto del 2012, señala que el total de deuda que Bolivia tiene con Venezuela es de $us 416.4 millones. Mientras que el año 2006, la deuda con Venezuela era de sólo $us 33 millones.
ANF
lunes, 27 de mayo de 2013
Hidrocarburos Nueva ley agilizará licencia ambiental
La nueva Ley de Hidrocarburos que alista el gobierno nacional agilizará los procesos de licenciamiento ambiental de los proyectos del sector, afirmó el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa Soruco.
"Esta nueva ley nos va permitir agilizar los procesos de licenciamiento ambiental mejorando los instrumentos de consulta previa a los pueblos originarios y campesinos", manifestó Sosa durante la clausura del III Congreso de YPFB Gas & Petróleo.
Explicó que la nueva normativa hidrocarburífera se encuentra en etapa de revisión. "Hemos tratado de acelerarla pero estamos esperando algunas cosas que no dependen necesariamente de lo que está haciendo el Ministerio".
En la normativa se contemplará los nuevos incentivos que comprenden una rápida recuperación de la inversión petrolera en actividades de exploración.
"Esta nueva ley nos va permitir agilizar los procesos de licenciamiento ambiental mejorando los instrumentos de consulta previa a los pueblos originarios y campesinos", manifestó Sosa durante la clausura del III Congreso de YPFB Gas & Petróleo.
Explicó que la nueva normativa hidrocarburífera se encuentra en etapa de revisión. "Hemos tratado de acelerarla pero estamos esperando algunas cosas que no dependen necesariamente de lo que está haciendo el Ministerio".
En la normativa se contemplará los nuevos incentivos que comprenden una rápida recuperación de la inversión petrolera en actividades de exploración.
Planta de etileno y polietileno Puerto Suárez tiene mejor condición para industria
Según el estudio que realizó la empresa Braskem Brasil, la región de Puerto Suárez presenta las condiciones más favorables para que se instale en su suelo la Planta Etileno y Polietileno que se "alimentará" de la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco, que actualmente se construye en el departamento de Tarija.
Una mejor opción. Sergio Thiesen, Director Superintendente para América del Sur de Brakem Brasil, señaló que la construcción de una planta de etileno y polietileno en la frontera común entre Bolivia y Brasil, más exactamente en Puerto Suárez, cuenta con muchos puntos favorables, ya que principalmente puede ofrecer al vecino país que se encuentra construyendo una petroquímica, la materia prima para desarrollarla. Mientras que la zona de Yacuiba, donde se realizará el proyecto, presenta principalmente problemas de logística, ya que no existe un río para llevar los productos hacia Argentina, por lo que se debe construir carreteras y vías férreas.
"Brasil tiene un emprendimiento para construir una petroquímica de escala mundial en 5 años, y no cuenta con materia prima para llevarla a buen término, por lo que buscará suministros de otros sitios para su mercado. En cambio Bolivia podría ser un país que ayude a atender al mercado brasileño", dijo Thiesen, además de mencionar que el impacto para el país y la región serían grandes, ya que se construiría cerca de 70.000 empresas, además de hospitales, escuelas, centros comerciales, fábricas, etc, para que sirvan de suministro a todo el proyecto.
Brasil consume al año 6 millones de toneladas de polietileno y polipropileno y sólo produce 3 millones, siendo que el valor comercial de éstos es de $us 2.000 por tonelada. De esta manera se convierte en un mercado interesante para la industria boliviana.
No podemos ser socios. Por otro lado, Thiesen indicó que la empresa brasileña quiere ayudar a Bolivia a desarrollar su industria petroquímica, pero no ser su socio, ya que está bajo el control del Estado.
"Estamos viendo con YPFB cómo trabajar juntos. No es factible que Braskem sea socia de un proyecto del Estado. Sin necesidad de ser socios directos podemos tener contratos y acuerdos de cooperación mutua que yo creo que son positivos", dijo el ejecutivo de la multinacional brasileña.
Técnicas reunidas
Planta de Gran Chaco con avance de 52%
Planta. La ingeniería, procura y construcción de la Planta de Gran Chaco, registra un avance del 52% hasta mayo, informó el Director Consejero de la empresa Técnicas Reunidas, José Luis Gutiérrez.
"No quiero que confundamos este porcentaje con lo que vemos externamente. Nuestra medición del progreso la hacemos como una ponderación de las tres actividades de un proyecto que son la ingeniería, la procura y la construcción, por tanto, el 52% no significa que cuando menos la planta esté hasta la mitad construida”, explicó Gutiérrez, además de añadir que la ingeniería y la procura registran avances, pero la construcción del complejo registra un adelanto del 16 y 18% en el que se refleja los primeros pasos en la construcción de la planta.
Una mejor opción. Sergio Thiesen, Director Superintendente para América del Sur de Brakem Brasil, señaló que la construcción de una planta de etileno y polietileno en la frontera común entre Bolivia y Brasil, más exactamente en Puerto Suárez, cuenta con muchos puntos favorables, ya que principalmente puede ofrecer al vecino país que se encuentra construyendo una petroquímica, la materia prima para desarrollarla. Mientras que la zona de Yacuiba, donde se realizará el proyecto, presenta principalmente problemas de logística, ya que no existe un río para llevar los productos hacia Argentina, por lo que se debe construir carreteras y vías férreas.
"Brasil tiene un emprendimiento para construir una petroquímica de escala mundial en 5 años, y no cuenta con materia prima para llevarla a buen término, por lo que buscará suministros de otros sitios para su mercado. En cambio Bolivia podría ser un país que ayude a atender al mercado brasileño", dijo Thiesen, además de mencionar que el impacto para el país y la región serían grandes, ya que se construiría cerca de 70.000 empresas, además de hospitales, escuelas, centros comerciales, fábricas, etc, para que sirvan de suministro a todo el proyecto.
Brasil consume al año 6 millones de toneladas de polietileno y polipropileno y sólo produce 3 millones, siendo que el valor comercial de éstos es de $us 2.000 por tonelada. De esta manera se convierte en un mercado interesante para la industria boliviana.
No podemos ser socios. Por otro lado, Thiesen indicó que la empresa brasileña quiere ayudar a Bolivia a desarrollar su industria petroquímica, pero no ser su socio, ya que está bajo el control del Estado.
"Estamos viendo con YPFB cómo trabajar juntos. No es factible que Braskem sea socia de un proyecto del Estado. Sin necesidad de ser socios directos podemos tener contratos y acuerdos de cooperación mutua que yo creo que son positivos", dijo el ejecutivo de la multinacional brasileña.
Técnicas reunidas
Planta de Gran Chaco con avance de 52%
Planta. La ingeniería, procura y construcción de la Planta de Gran Chaco, registra un avance del 52% hasta mayo, informó el Director Consejero de la empresa Técnicas Reunidas, José Luis Gutiérrez.
"No quiero que confundamos este porcentaje con lo que vemos externamente. Nuestra medición del progreso la hacemos como una ponderación de las tres actividades de un proyecto que son la ingeniería, la procura y la construcción, por tanto, el 52% no significa que cuando menos la planta esté hasta la mitad construida”, explicó Gutiérrez, además de añadir que la ingeniería y la procura registran avances, pero la construcción del complejo registra un adelanto del 16 y 18% en el que se refleja los primeros pasos en la construcción de la planta.
Un 13% de la inversión en hidrocarburos va a exploración
Un análisis de la Fundación Jubileo revela que el 13% de las inversiones en hidrocarburos se destina a exploración y búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos en el territorio nacional.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), de cara al III Congreso de Gas que concluyó la semana pasada, se esmeró en llegar al evento con cifras de impacto, elevando los depósitos de gas de 9,9 a 11,6 trillones de pies cúbicos (TCF), pero aún sin certificación y suficientes oficialmente sólo hasta 2020, pretendiendo revertir las bajas cifras en prospección hidrocarburífera durante siete años de Estado Plurinacional.
No obstante la publicitada inversión exploratoria de 2.050 millones de dólares que YPFB prevé hasta 2016, el analista de la Fundación Jubileo Raúl Velázquez advirtió que para esta gestión del total de la inversión, unos 2.242 millones de dólares, el 13% está siendo destinado a actividades de exploración.
Datos presentados a los movimientos sociales en la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas y Perspectivas 2012, consignaron que del 2011 al 2012 la estatal de hidrocarburos redujo de 351 a 232 millones de dólares el presupuesto asignado a prospección.
Velázquez corroboró los retrasos “en el inicio de una actividad exploratoria más agresiva”, previniendo que la perforación de sólo 14 pozos exploratorios, anunciada por YPFB para este año, parece insuficiente.
“De 2006 a 2010 se invirtió un promedio de 58,6 millones por año en exploración: es irrisorio”, alertó hace sólo cinco meses el director de Hidrocarburos.com, Bernardo Prado, mientras que el experto Carlos Miranda lamentó en abril el registro negativo de “ocho años sin ninguna actividad exploratoria”.
En contraposición, desde marzo pasado el Gobierno intensificó vía exportaciones la monetización acelerada de las reservas petroleras, mayormente descubiertas en la denominada etapa neoliberal, según recordaron otros expertos.
Sin ser sustancialmente incrementados, los reservorios actualmente sobreexplotados han sustentado la bonanza de los ingresos y el gasto estatal de los últimos siete años en que la renta petrolera superó en el periodo 2006-2012 los 16.770 millones de dólares, de acuerdo con cifras del presidente Evo Morales a enero pasado (16.745 millones, según YPFB, al 1 de mayo pasado).
Si bien la estatal petrolera se ha constituido en la principal inversora nacional, es la mayor empresa no ejecutora de su programación presupuestaria, pues el año pasado gastó 1.593 millones de los 2.050 millones de dólares programados el 2012, cerrando gestión con 457 millones de dólares sin utilizar, parte significativa de ellos en desmedro de nuevos pozos exploratorios.
Entre 2010 y 2012 la estatal petrolera acumuló en sus montos sin invertir una suma superior a los 1.600 millones.
Sábalo y Margarita, sostén de renta del gas
Los megacampos de gas Sábalo y Margarita sostienen el 97% de la renta petrolera que obtiene YPFB, ya que hasta el momento no se conocen resultados de exploración que permitan contar con nuevas reservas gasíferas, según una investigación de la Fundación Jubileo.
Un informe de YPFB indica que en noviembre de 2012 la producción de gas alcanzó a 59 millones de metros cúbicos por día de gas natural.
Gracias a Sábalo y Margarita, el 85% de la venta de hidrocarburos proviene del gas exportado a Brasil y Argentina. (ERBOL)
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), de cara al III Congreso de Gas que concluyó la semana pasada, se esmeró en llegar al evento con cifras de impacto, elevando los depósitos de gas de 9,9 a 11,6 trillones de pies cúbicos (TCF), pero aún sin certificación y suficientes oficialmente sólo hasta 2020, pretendiendo revertir las bajas cifras en prospección hidrocarburífera durante siete años de Estado Plurinacional.
No obstante la publicitada inversión exploratoria de 2.050 millones de dólares que YPFB prevé hasta 2016, el analista de la Fundación Jubileo Raúl Velázquez advirtió que para esta gestión del total de la inversión, unos 2.242 millones de dólares, el 13% está siendo destinado a actividades de exploración.
Datos presentados a los movimientos sociales en la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas y Perspectivas 2012, consignaron que del 2011 al 2012 la estatal de hidrocarburos redujo de 351 a 232 millones de dólares el presupuesto asignado a prospección.
Velázquez corroboró los retrasos “en el inicio de una actividad exploratoria más agresiva”, previniendo que la perforación de sólo 14 pozos exploratorios, anunciada por YPFB para este año, parece insuficiente.
“De 2006 a 2010 se invirtió un promedio de 58,6 millones por año en exploración: es irrisorio”, alertó hace sólo cinco meses el director de Hidrocarburos.com, Bernardo Prado, mientras que el experto Carlos Miranda lamentó en abril el registro negativo de “ocho años sin ninguna actividad exploratoria”.
En contraposición, desde marzo pasado el Gobierno intensificó vía exportaciones la monetización acelerada de las reservas petroleras, mayormente descubiertas en la denominada etapa neoliberal, según recordaron otros expertos.
Sin ser sustancialmente incrementados, los reservorios actualmente sobreexplotados han sustentado la bonanza de los ingresos y el gasto estatal de los últimos siete años en que la renta petrolera superó en el periodo 2006-2012 los 16.770 millones de dólares, de acuerdo con cifras del presidente Evo Morales a enero pasado (16.745 millones, según YPFB, al 1 de mayo pasado).
Si bien la estatal petrolera se ha constituido en la principal inversora nacional, es la mayor empresa no ejecutora de su programación presupuestaria, pues el año pasado gastó 1.593 millones de los 2.050 millones de dólares programados el 2012, cerrando gestión con 457 millones de dólares sin utilizar, parte significativa de ellos en desmedro de nuevos pozos exploratorios.
Entre 2010 y 2012 la estatal petrolera acumuló en sus montos sin invertir una suma superior a los 1.600 millones.
Sábalo y Margarita, sostén de renta del gas
Los megacampos de gas Sábalo y Margarita sostienen el 97% de la renta petrolera que obtiene YPFB, ya que hasta el momento no se conocen resultados de exploración que permitan contar con nuevas reservas gasíferas, según una investigación de la Fundación Jubileo.
Un informe de YPFB indica que en noviembre de 2012 la producción de gas alcanzó a 59 millones de metros cúbicos por día de gas natural.
Gracias a Sábalo y Margarita, el 85% de la venta de hidrocarburos proviene del gas exportado a Brasil y Argentina. (ERBOL)
domingo, 26 de mayo de 2013
En Bolivia falta capital humano para la construcción de la planta Gran Chaco
La complejidad y dimensión de la planta separadora de licuables Gran Chaco tropieza con la carencia de recursos humanos capacitados para implementar este proyecto, por lo que la contratista Técnicas Reunidas traerá el complejo prefabricado desde el exterior.
El anuncio lo realizó el director Consejero de la contratista española, José Luis Gutiérrez, en su exposición en el III congreso YPFB Gas y Petróleo, al asegurar que el proyecto está avanzando en la ingeniería básica.
Esta limitación de Bolivia fue reconocida por el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, al puntualizar que “la industrialización está desnudando al país”.
“Tenemos limitaciones en contar y contratar técnicos capacitados”, como ser mecánicos, soldadores, electricistas, instrumentistas, pero también en exploración, remarcó Villegas.
El riesgo es un encarecimiento de precios y demoras en el avance de obras por la falta de mano de obra en el país, por la dimensión de esta obra, pues, ya en la primera fase de desarrollo del campo Margarita, Técnicas Reunidas tropezó con esta dificultad, subrayó el ejecutivo de la empresa de servicios.
La planta separadora de licuables que se instala en Gran Chaco es de última generación y con una capacidad de extraer el etano con una pureza de 95 por ciento y el gas licuado de petróleo con 99 por ciento de pureza.
Con la certeza de que recurrir a instalaciones prefabricadas fuera del país “no es la mejor opción”, Gutiérrez señaló que Técnicas Reunidas se vio en la necesidad de esta medida, debido a que en la región hay apenas un tres por ciento de lo que se requiere de soldadores para completar el montaje de la planta.
La separadora de licuables en Gran Chaco es de tamaño mediano, dijo al informar que la fabricación de la planta será en 15 súper módulos, cada uno con cuatro o cinco módulos que ya llegarán prácticamente armados, pero a pesar de esta modalidad igual hay 3.500 metros de soldadura que debe realizarse en la misma zona.
La modalidad de traer los módulos “casi montados”, “permitirá acortar los plazos”, aseguró Gutiérrez al reiterar que en Bolivia no hay suficientes recursos humanos para montar la planta con el equipamiento que sea fabricado en el exterior.
La planta contará con tres subestaciones de electricidad, la primera de 15 módulos, el segundo de 3 y el tercero de dos, indicó el ejecutivo.
Al concluir, Gutiérrez dejó en claro que la planta que instalan en Tarija es igual que el resto del mundo, y sin ninguna limitación, pues es “de última generación”.
El anuncio lo realizó el director Consejero de la contratista española, José Luis Gutiérrez, en su exposición en el III congreso YPFB Gas y Petróleo, al asegurar que el proyecto está avanzando en la ingeniería básica.
Esta limitación de Bolivia fue reconocida por el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, al puntualizar que “la industrialización está desnudando al país”.
“Tenemos limitaciones en contar y contratar técnicos capacitados”, como ser mecánicos, soldadores, electricistas, instrumentistas, pero también en exploración, remarcó Villegas.
El riesgo es un encarecimiento de precios y demoras en el avance de obras por la falta de mano de obra en el país, por la dimensión de esta obra, pues, ya en la primera fase de desarrollo del campo Margarita, Técnicas Reunidas tropezó con esta dificultad, subrayó el ejecutivo de la empresa de servicios.
La planta separadora de licuables que se instala en Gran Chaco es de última generación y con una capacidad de extraer el etano con una pureza de 95 por ciento y el gas licuado de petróleo con 99 por ciento de pureza.
Con la certeza de que recurrir a instalaciones prefabricadas fuera del país “no es la mejor opción”, Gutiérrez señaló que Técnicas Reunidas se vio en la necesidad de esta medida, debido a que en la región hay apenas un tres por ciento de lo que se requiere de soldadores para completar el montaje de la planta.
La separadora de licuables en Gran Chaco es de tamaño mediano, dijo al informar que la fabricación de la planta será en 15 súper módulos, cada uno con cuatro o cinco módulos que ya llegarán prácticamente armados, pero a pesar de esta modalidad igual hay 3.500 metros de soldadura que debe realizarse en la misma zona.
La modalidad de traer los módulos “casi montados”, “permitirá acortar los plazos”, aseguró Gutiérrez al reiterar que en Bolivia no hay suficientes recursos humanos para montar la planta con el equipamiento que sea fabricado en el exterior.
La planta contará con tres subestaciones de electricidad, la primera de 15 módulos, el segundo de 3 y el tercero de dos, indicó el ejecutivo.
Al concluir, Gutiérrez dejó en claro que la planta que instalan en Tarija es igual que el resto del mundo, y sin ninguna limitación, pues es “de última generación”.
viernes, 24 de mayo de 2013
La industrialización de gas "desnuda" la falta de recursos humanos en Bolivia
Los proyectos de Bolivia para industrializar su gas natural han "desnudado" su falta de recursos humanos, no solo de ingenieros, sino también de mecánicos y soldadores para varias obras millonarias que están en marcha.
Así lo admitió hoy el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, durante su exposición en un congreso que evaluó los desafíos de la exploración y la industrialización de los hidrocarburos en Bolivia.
"La industrialización está desnudando al país, está mostrando y nos está permitiendo identificar fenómenos estructurales que requieren una solución, de igual manera, estructural", reconoció.
"Tenemos limitaciones en contar y en contratar a técnicos capacitados, mecánicos, soldadores, electricistas, instrumentistas, pero también en el ámbito de la exploración y de la explotación, tenemos limitaciones de ingenieros geólogos, geofísicos", agregó.
Villegas pidió un "cambio drástico" a las universidades bolivianas en su oferta académica para cubrir esa demanda de recursos humanos calificados para el sector y los procesos de industrialización, con los que Bolivia quiere dar un salto en su desarrollo económico.
El sector privado contabilizó hoy al menos una decena de grandes obras que ya se realizan o se planifican hasta 2018, a las que se destinarán unos 2.500 millones de dólares, fondos que en gran parte provienen del Estado boliviano.
Se trata de obras como la construcción de plantas de separación de líquidos del gas natural o de fabricación de urea y amoniaco, que han sido adjudicadas a compañías extranjeras en contratos, pero que enfrentan el problema de no contar con el número suficiente de personal boliviano.
El gerente general de la empresa española Técnicas Reunidas, José Luis Gutiérrez, hizo también una mención al problema durante su exposición en el congreso para hablar de la planta de separación de líquidos del gas natural que esa firma construye en el sur de Bolivia.
"La mano de obra especializada para la construcción de estas plantas es limitada", dijo Gutiérrez, cuya empresa optó por traer de fuera del país módulos ya construidos de esta planta de gas, uno de los cuatro proyectos que tiene su compañía en Bolivia.
El ejecutivo español dijo que el desarrollo industrial boliviano que está empezando ha provocado una fuerte demanda de personal técnico, entre analistas de sistemas, electrónicos, mecánicos y electricistas en varias regiones bolivianas.
Citando estudios bolivianos, el ejecutivo hizo notar la carencia de los obreros calificados y técnicos y reflexionó que en esta área Bolivia tiene aún "un importante camino por recorrer" para cualificar su mano de obra en función del desarrollo industrial.
Gutiérrez hizo un análisis de la situación de las diversas obras del sector que se hacen en Bolivia y calculó que la demanda laboral directa crecerá a 7.000 personas a fines de este año, frente a los 1.700 puestos de trabajo que se demandaban hace un año.
"La mano de obra actual es insuficiente para afrontar los proyectos programados, es preciso formar técnicos cualificados en construcción, con urgencia", alertó Gutiérrez.
Pese a no existir todo el personal necesario, las empresas en este tipo de proyectos están obligadas a contratar a trabajadores bolivianos sobre los extranjeros, en una relación de 85 a 15.
El Gobierno boliviano invierte unos 608 millones de dólares en la construcción de la planta que está a cargo de Técnicas Reunidas.
Otra de las grandes obras que está en marcha es una planta productora de urea y amoniaco, con un valor de 843 millones de dólares, que es construida por la coreana Samsung Engineering.
El presidente de esa empresa, Ki-Seok Park, afirmó hoy que al estar Bolivia en el proceso de despegue, la compañía tendrá el cuidado de capacitar y asegurar los recursos humanos bolivianos necesarios que tendrán a su cargo la gestión de esa planta.
"Nosotros estamos coordinando con YPFB para asegurar el proceso de capacitación de ingenieros y técnicos, esto será muy importante para tener éxito en este proyecto", señaló el ejecutivo.
Braskem quiere cooperar con Bolivia en petroquímica, pero no ser su socio
La empresa brasileña Braskem puede ayudar a Bolivia a desarrollar su industria petroquímica, pero no ser su socia porque es un proyecto que estará bajo el control del Estado boliviano, afirmó hoy un ejecutivo de la firma.
El director superintendente de América del Sur de Braskem, Sergio Thiesen, explicó a los medios que analizan con la petrolera estatal boliviana YPFB la forma de ayudar en el área de comercialización, en la construcción de una planta petroquímica o el entrenamiento del personal para el negocio.
"Ahora estamos discutiendo con YPFB como trabajar juntos. No es factible que Braskem sea socia de un proyecto del Estado", apuntó el ejecutivo de la multinacional brasileña que lidera la producción de resinas termoplásticas del continente.
"Sin necesidad de ser socios directos, podemos tener contratos y acuerdos de cooperación mutua que yo creo que son positivos", dijo.
La producción de polietilenos que proyecta Bolivia, según Thiesen, tendrá a futuro un mercado a Brasil, donde actualmente la demanda está equilibrada con la producción.
El Gobierno boliviano ha contratado a la empresa Maire Tecnimont, de Italia, para hacer los estudios de ingeniería básica conceptual en la perspectiva de instalar una planta de petroquímica que debería estar funcionando en 2017 en Tarija, fronteriza con Argentina.
En Tarija también se construye una planta de separación de los líquidos del gas, que proveerá de las sustancias para una instalación petroquímica que produzca etileno, polietileno, propileno y polipropileno.
Este es un proyecto del Gobierno de Evo Morales para darle un uso industrial a la producción de gas natural de su país.
Hace varios años Braskem estudió encarar un proyecto propio para instalar un complejo petroquímico en Puerto Suárez, fronterizo con Brasil, pero ya no considera el asunto.
Thiesen habló hoy del tema con los medios, tras participar en el III Congreso Internacional Gas y Petróleo organizado por la petrolera estatal boliviana YPFB.
El director superintendente de América del Sur de Braskem, Sergio Thiesen, explicó a los medios que analizan con la petrolera estatal boliviana YPFB la forma de ayudar en el área de comercialización, en la construcción de una planta petroquímica o el entrenamiento del personal para el negocio.
"Ahora estamos discutiendo con YPFB como trabajar juntos. No es factible que Braskem sea socia de un proyecto del Estado", apuntó el ejecutivo de la multinacional brasileña que lidera la producción de resinas termoplásticas del continente.
"Sin necesidad de ser socios directos, podemos tener contratos y acuerdos de cooperación mutua que yo creo que son positivos", dijo.
La producción de polietilenos que proyecta Bolivia, según Thiesen, tendrá a futuro un mercado a Brasil, donde actualmente la demanda está equilibrada con la producción.
El Gobierno boliviano ha contratado a la empresa Maire Tecnimont, de Italia, para hacer los estudios de ingeniería básica conceptual en la perspectiva de instalar una planta de petroquímica que debería estar funcionando en 2017 en Tarija, fronteriza con Argentina.
En Tarija también se construye una planta de separación de los líquidos del gas, que proveerá de las sustancias para una instalación petroquímica que produzca etileno, polietileno, propileno y polipropileno.
Este es un proyecto del Gobierno de Evo Morales para darle un uso industrial a la producción de gas natural de su país.
Hace varios años Braskem estudió encarar un proyecto propio para instalar un complejo petroquímico en Puerto Suárez, fronterizo con Brasil, pero ya no considera el asunto.
Thiesen habló hoy del tema con los medios, tras participar en el III Congreso Internacional Gas y Petróleo organizado por la petrolera estatal boliviana YPFB.
En busca de nuevas reservas de gas y petróleo Vicepresidente anticipa la exploración en parques
En el marco de la inauguración del III Congreso de Gas Petróleo de YPFB, el Vicepresidente, Álvaro García Linera, anunció que los parques nacionales son potenciales zonas petroleras y gasíferas, por lo que el Estado ingresará a explorar y explotar aquellos recursos. Asimismo, indicó que estas exploraciones estarán acompañados de una política de mitigación de daños ambientales.
Potenciales recursos. El segundo mandatario explicó que de toda la superficie nacional, un 49% tiene potencial hidrocarburífero, siendo explorado parcialmente solo entre un 35 y 39%, por lo que se ingresará a las potenciales reservas de gas y petróleo. Además de añadir que una estructura geológica, formada por el choque de capas tectónicas y que dieron a Venezuela y Ecuador importantes reservorios, cruza por Tarija, Chuquisaca, Cochabamba, Beni y La Paz.
"Hay un amplio margen territorial que debe ser objeto de exploración en los siguientes años. Está bien que tengamos parques, necesitamos tener muchos parques, somos un gobierno profundamente respetuoso de la Madre Tierra. Pero no significa que nos vamos a quedar viviendo como hace 400 o 300 años para dejar esa riqueza para que de aquí a un tiempo vengan otros, que no vamos a ser los bolivianos, a usar esa riqueza", dijo.
También el vicepresidente, comentó que la exploración en los parques se realizará, pero con el cuidado de preservar los bosques y el entorno natural, es decir con políticas de mitigación.
"La vamos a usar, con el debido cuidado, con la debida capacidad mitigadora de los impactos ambientales, con el debido cuidado para preservar la estructura natural de los bosques, de los cerros y de los ríos, gastando la cantidad de dinero que sea necesario para garantizar esa mitigación; nos toca a los bolivianos usar esa riqueza".
Existe una doble moral. Por su parte, Manlio Roca, secretario de Desarrollo Sostenible y Medio ambiente de la Gobernación de Santa Cruz, indicó que para realizar trabajos de cualquier tipo en áreas protegidas se debe hacer estudios profundos de impacto ambiental en la zona determinada, que deben estar presupuestados dentro del mismo proyecto. También criticó el doble discurso que maneja el Gobierno en el tema de defensa de la madre tierra.
"Un área protegida amerita un cuidado por una serie de razones ecológicas, riquezas y biodiversidad. Entonces si hay alguna actividad necesaria, debe tener todos los estudios de impacto ambiental, que es completamente analítico y muy completo para determinar si causará un serio impacto al ambiente. Hay que tomar en cuenta que están constitucionalizados (los parques), porque se considera que es un patrimonio natural, un bien de todos los bolivianos y si el propio gobierno mañana deteriora ese patrimonio, está en contra de la constitución, de la ley Madre Tierra, de la Ley 373 del medio ambiente y en contra de muchísimas leyes de carácter universal", expresó Roca.
Incentivo a las inversiones. Por otro lado García, también informó que en las próximas semanas se emitirá un decreto, con el objetivo de incentivar a las empresas petroleras la exploración hidrocarburífera. Es así que el Ministerio de Hidrocarburos y YPFB, entregaron al Gobierno los planes de exploración, que señalan que entre 2013 y 2017, se incrementará anualmente a $us 500 millones.
"El decreto establece incentivos muy importantes para las empresas operadoras, las empresas de servicios para que se animen a la actividad exploratoria de manera intensiva en el país. Estos incentivos atractivos ayudarán al inversionista que hace un servicio al Estado en una rápida recuperación de la inversión para luego adecuarse a las reglas de distribución, de ganancias que establece la Constitución y las leyes", dijo.
Empresa
Samsung entregará petroquímica en 2015
Planta. El presidente y CEO de Samsung Engineering Co. Ltda, Ki- Seok Park, ratificó que pondrá en marcha la planta petroquímica de amoniaco y urea en el último trimestre de 2015.
La información fue confirmada por el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, tras una reunión con el máximo representante de la empresa coreana que este viernes expondrá la temática “tecnología y tendencias en el EPC de una planta de industrialización” en el III Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo.
"Hemos definido el compromiso de cumplir los plazos que nos hemos puesto para que esa planta esté funcionando el 2015 con una inversión de $us 843 millones”, manifestó García Linera.
Potenciales recursos. El segundo mandatario explicó que de toda la superficie nacional, un 49% tiene potencial hidrocarburífero, siendo explorado parcialmente solo entre un 35 y 39%, por lo que se ingresará a las potenciales reservas de gas y petróleo. Además de añadir que una estructura geológica, formada por el choque de capas tectónicas y que dieron a Venezuela y Ecuador importantes reservorios, cruza por Tarija, Chuquisaca, Cochabamba, Beni y La Paz.
"Hay un amplio margen territorial que debe ser objeto de exploración en los siguientes años. Está bien que tengamos parques, necesitamos tener muchos parques, somos un gobierno profundamente respetuoso de la Madre Tierra. Pero no significa que nos vamos a quedar viviendo como hace 400 o 300 años para dejar esa riqueza para que de aquí a un tiempo vengan otros, que no vamos a ser los bolivianos, a usar esa riqueza", dijo.
También el vicepresidente, comentó que la exploración en los parques se realizará, pero con el cuidado de preservar los bosques y el entorno natural, es decir con políticas de mitigación.
"La vamos a usar, con el debido cuidado, con la debida capacidad mitigadora de los impactos ambientales, con el debido cuidado para preservar la estructura natural de los bosques, de los cerros y de los ríos, gastando la cantidad de dinero que sea necesario para garantizar esa mitigación; nos toca a los bolivianos usar esa riqueza".
Existe una doble moral. Por su parte, Manlio Roca, secretario de Desarrollo Sostenible y Medio ambiente de la Gobernación de Santa Cruz, indicó que para realizar trabajos de cualquier tipo en áreas protegidas se debe hacer estudios profundos de impacto ambiental en la zona determinada, que deben estar presupuestados dentro del mismo proyecto. También criticó el doble discurso que maneja el Gobierno en el tema de defensa de la madre tierra.
"Un área protegida amerita un cuidado por una serie de razones ecológicas, riquezas y biodiversidad. Entonces si hay alguna actividad necesaria, debe tener todos los estudios de impacto ambiental, que es completamente analítico y muy completo para determinar si causará un serio impacto al ambiente. Hay que tomar en cuenta que están constitucionalizados (los parques), porque se considera que es un patrimonio natural, un bien de todos los bolivianos y si el propio gobierno mañana deteriora ese patrimonio, está en contra de la constitución, de la ley Madre Tierra, de la Ley 373 del medio ambiente y en contra de muchísimas leyes de carácter universal", expresó Roca.
Incentivo a las inversiones. Por otro lado García, también informó que en las próximas semanas se emitirá un decreto, con el objetivo de incentivar a las empresas petroleras la exploración hidrocarburífera. Es así que el Ministerio de Hidrocarburos y YPFB, entregaron al Gobierno los planes de exploración, que señalan que entre 2013 y 2017, se incrementará anualmente a $us 500 millones.
"El decreto establece incentivos muy importantes para las empresas operadoras, las empresas de servicios para que se animen a la actividad exploratoria de manera intensiva en el país. Estos incentivos atractivos ayudarán al inversionista que hace un servicio al Estado en una rápida recuperación de la inversión para luego adecuarse a las reglas de distribución, de ganancias que establece la Constitución y las leyes", dijo.
Empresa
Samsung entregará petroquímica en 2015
Planta. El presidente y CEO de Samsung Engineering Co. Ltda, Ki- Seok Park, ratificó que pondrá en marcha la planta petroquímica de amoniaco y urea en el último trimestre de 2015.
La información fue confirmada por el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, tras una reunión con el máximo representante de la empresa coreana que este viernes expondrá la temática “tecnología y tendencias en el EPC de una planta de industrialización” en el III Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo.
"Hemos definido el compromiso de cumplir los plazos que nos hemos puesto para que esa planta esté funcionando el 2015 con una inversión de $us 843 millones”, manifestó García Linera.
jueves, 23 de mayo de 2013
Samsung quiere instalar el complejo petroquímico de Gran Chaco
Además el máximo ejecutivo de la empresa que está construyendo la planta de urea y amoniaco en Bulo-Bulo se comprometió a entregar la obra en el segundo semestre del 2015, dentro del contrato.
El anunció lo hizo el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, al indicar que la contratista está avanzando en el proyecto de Cochabamba.
En tanto que el vicepresidente del Estado, Álvaro García, indicó que se había reunido con Ki-Seok Park, justamente para hablar sobre el proyecto de más de $us 800 millones, adjudicado a la surcoreana.
El complejo petroquímico aún está en proceso, pues, se realizan los primeros estudios, para luego YPFB lance la licitación, a la cual Samsung se presentará, de acuerdo con el anuncio realizado por el ejecutivo al gobierno nacional.
Urea y amoniaco
Samsung ya concluyó la primera fase de adaptación tecnológica para la producción de urea y amoniaco, también la ingeniería básica y está en proceso de finalizar la ingeniería de detalle, trabajo que todavía tomará hasta fin de año.
En tanto que la construcción misma de la planta petroquímica empezará en julio, ratificó el máximo ejecutivo de la corporación petrolera. De todas maneras, aún falta la contratación de la empresa encargada de la fiscalización, dado u la primera licitación fue declarada desierta porque no cumplieron los requerimientos.
Además de la planta de Bulo-Bulo con el máximo ejecutivo de Samsung Engineering se acordó aumentar la capacitación a profesionales bolivianos, para lo cual trabajarán con YPFB.
El anunció lo hizo el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, al indicar que la contratista está avanzando en el proyecto de Cochabamba.
En tanto que el vicepresidente del Estado, Álvaro García, indicó que se había reunido con Ki-Seok Park, justamente para hablar sobre el proyecto de más de $us 800 millones, adjudicado a la surcoreana.
El complejo petroquímico aún está en proceso, pues, se realizan los primeros estudios, para luego YPFB lance la licitación, a la cual Samsung se presentará, de acuerdo con el anuncio realizado por el ejecutivo al gobierno nacional.
Urea y amoniaco
Samsung ya concluyó la primera fase de adaptación tecnológica para la producción de urea y amoniaco, también la ingeniería básica y está en proceso de finalizar la ingeniería de detalle, trabajo que todavía tomará hasta fin de año.
En tanto que la construcción misma de la planta petroquímica empezará en julio, ratificó el máximo ejecutivo de la corporación petrolera. De todas maneras, aún falta la contratación de la empresa encargada de la fiscalización, dado u la primera licitación fue declarada desierta porque no cumplieron los requerimientos.
Además de la planta de Bulo-Bulo con el máximo ejecutivo de Samsung Engineering se acordó aumentar la capacitación a profesionales bolivianos, para lo cual trabajarán con YPFB.
Hidrocarburos, la inversión extranjera se ‘empantana’ en el gas
Las reservas de gas natural descubiertas hace una década siguen siendo el mayor atractivo para los capitales extranjeros. No solo más del 50% de las exportaciones dependen del sector de los hidrocarburos, sino que ahora un 63% de inversión extranjera directa (IED) sigue girando en torno a esta industria. Por el carril contrario, el sector minero y eléctrico presentan un panorama adverso.
Según el informe anual de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal), el año pasado en Bolivia la IED aumentó un 23% respecto a 2011 y sumó alrededor de $us 1.060 millones, de los cuales un 63% se ha destinado al sector de los hidrocarburos, con datos al primer semestre del año pasado.
“La IED del 2012 del sector petrolero está destinada mayoritariamente a garantizar los volúmenes de gas para el mercado de Argentina y Brasil. La razón principal es cumplir los compromisos que derivan de los contratos de operación con YPFB”, explica Carlos Delius, presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, institución que representa a una decena de empresas extranjeras que operan en las áreas de exploración y producción.
Pero Delius agrega que, dentro de estas inversiones, lo que corresponde a las actividades de exploración es una cantidad baja, aunque no precisa cuánto.
IED podría ser mayor
El analista energético Álvaro Ríos indica que los capitales extranjeros para el sector de los hidrocarburos han sido principalmente para el desarrollo de reservas descubiertas hace 10 o 12 años.
Por ello, Ríos expresa que es importante tener un modelo petrolero y gasífero que incluya una Ley de Hidrocarburos que reglamente la Constitución Política del Estado, además de un modelo de contrato para exploración y explotación “que fomente e incentive exploración en campos chicos y grandes, y decretos supremos que reglamenten esta ley”.
Por su parte, Delius afirma que es necesario iniciar una campaña exploratoria con una intensidad y extensión que sean capaces de garantizar las reservas y capacidad de producción.
El informe de la Cepal señala que en 2012 casi dos tercios de la producción de gas y de petróleo del país quedaron bajo la responsabilidad de dos empresas extranjeras: la brasileña Petrobras y la española Repsol. En mayo de ese año, YPFB autorizó a Repsol iniciar la exploración en nuevas áreas y le permitió a Petrobras explorar tres áreas reservadas de Tarija (Astillero, Sunchal y San Telmo) en busca de gas y petróleo.
Estas últimas medidas significaron inversiones de YPFB y de las empresas extranjeras por valor de $us 1.593 millones en 2012, las que pueden aumentar un 40% este año, indica la Cepal.
Según el Programa de Inversiones 2013 de YPFB, de los $us 2.242 millones que se prevé invertir en el sector, $us 816 millones estarán a cargo de las compañías extranjeras.
Según el documento del organismo internacional, luego de los hidrocarburos, la industria concentró un 12% de la inversión extranjera; mientras que la minería y la distribución y producción de energía eléctrica han mostrado una fuerte contracción en 2012.
La minería se cae
La minería y la producción y distribución de energía eléctrica han sido objeto de nacionalizaciones en 2012, señala el informe de la Cepal.
El presidente de la Cámara Nacional de Minería (Canalmin), Saturnino Ramos, asevera que en su sector las inversiones han caído porque no hay seguridad jurídica ni garantías necesarias
para invertir. “Una vez que se promulge la nueva ley minera, espero que se puedan atraer inversiones, pero hasta eso estarán limitada”, afirma.
Ramos explica que las nacionalizaciones en su sector, como es el caso de la minera Mallku Qota, han paralizado los capitales extranjeros, que en el país representan el 30% de las grandes empresas mineras. “Estas compañías ya no están invirtiendo, sino que solo están operando con inversiones que han hecho hace 10 años y más”, explica y revela que la inversión privada se ha reducido a cero.
José Alberti, ejecutivo del Centro Boliviano de Economía (Cebec) de la Cainco, indicó que los ingresos de IED por país de origen provienen principalmente de Europa y de EEUU, alrededor del 60%.
Alberti pondera que en las nuevas corrientes de IED por origen se observa una presencia creciente que proviene de la región Asia Pacífico, como China y Corea del Sur, así como de Brasil, que ha empezado a invertir en la región
El agro capta escasos capitales extranjeros y la banca todavía no atrae
La inversión extranjera en el sector agropecuario se ha disminuido en relación con años anteriores, sostiene Julio Roda, presidente de la Cámara Agropecuaria del Oriente (CAO).
“Esto se refleja tanto en la disminución de la compra de tierras como en las empresas y personas extranjeras interesadas en trabajar en el sector”, indica Roda, agregando que antes venía más gente de afuera atraída por la expansión agropecuaria y el crecimiento agrícola.
Sin embargo, el presidente de la CAO revela que está en miras una inversión de una empresa argentina que prevé abrir una planta de químicos en la zona del Chapare (Cochabamba). Aunque los inversionistas están preocupados, pues creen que no podrán competir con una empresa estatal.
Por su parte, Erwin Vargas, jefe del departamento económico y comercial de la Cámara Forestal Boliviana (CFB), lamenta que en su sector no se cuente con información cuantificable sobre la IED, puesto que de lo único que tienen conocimiento es que existen inversiones en el sector principalmente de firmas holandesas (Inpa Parket y Deckma), que en los últimos años han crecido y un poco de inversión japonesa (Suto).
Los servicios caen
Miguel Pérez, oficial de Asuntos Económicos de la Cepal, explica que ahora hay poca IED en el sector de servicios en Bolivia, entre ellos el sector comercio y financiero, esto porque por una política específica de primar las empresas nacionales de los sectores públicos.
Para el analista financiero Ludwig Toledo los bancos extranjeros no vienen al país porque el tamaño del mercado boliviano es pequeño, en comparación con países como Brasil, donde está el City Bank, que se fue del país. Además, porque la Bolsa Boliviana de Valores no está conectada con el resto de capitales de Latinoamérica
Petroleras plantean una participación atractiva para seducir a inversionistas
Este jueves, el vicepresidente Álvaro García, anunció incentivos para que las compañías petroleras inviertan en Bolivia en proyectos de exploración, pues, en el país "en todo estamos atrasados", puntualizó la autoridad refiriéndose a la búsqueda de nuevas reservas.
Con la certeza de que es una "negociación muy compleja", esto de los atractivos, el Presidente de la Cámara que aglutina a las petroleras privadas que operan en el país, subrayó que "el government take boliviano hoy en día no es competitivo con el resto de la región".
La renta petrolera, con regalías y tributos, de "hoy en día viene en inversiones que ya fueron hechas", pero el "government take del futuro viene en base a riesgos que todavía están por correrse", dejó en claro Delius al puntualizar que "esa es una diferenciación fundamental que hay que tomar en cuenta".
Para "las siguientes semanas", anunció el Vicepresidente del Estado la promulgación del decreto supremo que "establece incentivos muy importantes para las empresas operadoras, las empresas de servicios, para que se animen a la actividad exploratoria de manera intensiva en el país". "Para atraer a los inversionistas hay que ser mediamente competitivo", señaló Delius al término de la inauguración del III congreso internacional que organiza la corporación petrolera estatal, acto en el que García realizó el anuncio.
Los incentivos para invertir en la búsqueda de hidrocarburos "ayudarán al inversionista", remarcó el segundo hombre al mando del país al mencionar "una rápida recuperación de la inversión para luego adecuarse a las reglas de distribución de ganancias, que establece la Constitución y las leyes", remarcó.
En tanto que el Presidente de la CBHE puntualiza que "mantener" el government take, que incluye regalías y tributos, "es olvidar cuál es el génesis" de esta renta petrolera.
De todas maneras, el gobierno insistió en que emitirá normas con atractivos para el capital de riesgo en la búsqueda de hidrocarburos en el país. Y el Vicepresidente dio la bienvenida a las empresas que quieran invertir en Bolivia.
ANF
Con la certeza de que es una "negociación muy compleja", esto de los atractivos, el Presidente de la Cámara que aglutina a las petroleras privadas que operan en el país, subrayó que "el government take boliviano hoy en día no es competitivo con el resto de la región".
La renta petrolera, con regalías y tributos, de "hoy en día viene en inversiones que ya fueron hechas", pero el "government take del futuro viene en base a riesgos que todavía están por correrse", dejó en claro Delius al puntualizar que "esa es una diferenciación fundamental que hay que tomar en cuenta".
Para "las siguientes semanas", anunció el Vicepresidente del Estado la promulgación del decreto supremo que "establece incentivos muy importantes para las empresas operadoras, las empresas de servicios, para que se animen a la actividad exploratoria de manera intensiva en el país". "Para atraer a los inversionistas hay que ser mediamente competitivo", señaló Delius al término de la inauguración del III congreso internacional que organiza la corporación petrolera estatal, acto en el que García realizó el anuncio.
Los incentivos para invertir en la búsqueda de hidrocarburos "ayudarán al inversionista", remarcó el segundo hombre al mando del país al mencionar "una rápida recuperación de la inversión para luego adecuarse a las reglas de distribución de ganancias, que establece la Constitución y las leyes", remarcó.
En tanto que el Presidente de la CBHE puntualiza que "mantener" el government take, que incluye regalías y tributos, "es olvidar cuál es el génesis" de esta renta petrolera.
De todas maneras, el gobierno insistió en que emitirá normas con atractivos para el capital de riesgo en la búsqueda de hidrocarburos en el país. Y el Vicepresidente dio la bienvenida a las empresas que quieran invertir en Bolivia.
ANF
Bolivia y Argentina aplazan la firma de acuerdos sobre exploración petrolera
La petrolera YPFB de Bolivia y la argentina YPF aplazaron para los próximos días la firma de convenios sobre exploración petrolera y cooperación para estudios sobre gas no convencional, informó hoy una fuente oficial.
La suspensión se debe a que el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), Miguel Galuccio, aplazó la noche del miércoles su visita a Bolivia, explicó hoy el titular de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas.
El presidente de YPF, controlada por el Estado argentino tras la expropiación del 51 % de las acciones a la española Repsol, debía participar hoy en Bolivia en un congreso sobre hidrocarburos con una exposición sobre la situación de la empresa.
Villegas señaló en una rueda de prensa que uno de los convenios que están pendientes de ser firmados es sobre áreas de exploración en las que participará YPF y otro sobre la ayuda argentina en los estudios sobre las reservas de gas no convencional de Bolivia.
También queda pendiente de firma un documento para la capacitación de funcionarios bolivianos en instituciones argentinas de hidrocarburos.
El vicepresidente de Servicios Compartidos de YPF, Sergio Afrontti, reemplazó a Galuccio en el congreso petrolero e hizo una exposición sobre los desafíos energéticos de la empresa.
Al congreso asisten expertos y ejecutivos de nueve países, entre ellos España, Estados Unidos, China, Canadá y Brasil, que debaten sobre los desafíos de la exploración en hidrocarburos y las perspectivas y las tendencias de la industrialización del gas natural.
YPFB-R afirma que cuenta con fondos para ampliar sus plantas
Pese a que su plan de inversiones dependía de los ingresos por la exportación de condensado, ahora YPFB Refinación (YPFB-R) asegura que financiará sus proyectos de ampliación de las refinerías con sus propios recursos, afirmó su gerente, Guillermo Achá.
“Dentro del plan de inversiones de YPFB-R, todos los recursos económicos necesarios para cumplir ese plan están disponibles; es una empresa que está haciendo frente a su plan de inversiones. Este año invertimos más de 180 millones de dólares y tiene todos esos recursos disponibles para garantizar la ampliación de las dos refinerías”, precisó.
En su informe GGL-001/2012 del 27 de abril del año pasado, YPFB-R proyectaba exportar condensado, adquirido a razón de 31 dólares por barril, a un precio internacional de 98 dólares, lo cual reportaría 248 millones de dólares.
Simultáneamente, debía importar productos terminados -diésel y gasolina, entre otros- de la refinería argentina Refinor; el diferencial de importación de estos combustibles se estimó en 175,5 millones de dólares.
YPFB-R hacía notar, en el documento, que la diferencia entre estas dos cifras era de 72,5 millones de dólares, que la empresa esperaba destinar a su plan de inversiones, en especial del proyecto de isomerización para mejorar la producción de gasolina especial.
El ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa, en respuesta a una petición de informe escrito solicitada por el diputado de PPB-CN Juan Luis Gantier, confirmó que “el contrato prevé que si la operación genera ganancias, luego del pago de las obligaciones impuestas por ley, éstas serán utilizadas en la inversión de proyectos en las refinerías de YPFB-R para ampliar su capacidad y lograr el autoabastecimiento de productos refinados para el mercado interno”.
Achá informó el martes 21 que YPFB Corporación se hizo cargo ahora de esa exportación y que el pago de regalías e impuestos se efectúa sobre la base del precio internacional. De junio de 2012 a enero de 2013 se exportaron 1.693.914 barriles por 144 millones de dólares. A mayo las ventas sumaron otros 72 millones.
YPFB-R aún no respondió un cuestionario de Página Siete.
Nueva inversión
Recursos El proyecto de isomerización en las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz demanda una inversión de 153 millones de dólares; hasta abril de 2012 no había financiamiento asegurado, según YPFB-R. Por eso la subsidiaria consideraba que las ganancias de la exportación de condensado se destinarían a este fin.
Operador Según la subsidiaria YPFB-R, la operación de exportaciones de condensado para la entidad concluyó en enero. Sin embargo, la intervención de la empresa refinera ha sembrado dudas.
“Dentro del plan de inversiones de YPFB-R, todos los recursos económicos necesarios para cumplir ese plan están disponibles; es una empresa que está haciendo frente a su plan de inversiones. Este año invertimos más de 180 millones de dólares y tiene todos esos recursos disponibles para garantizar la ampliación de las dos refinerías”, precisó.
En su informe GGL-001/2012 del 27 de abril del año pasado, YPFB-R proyectaba exportar condensado, adquirido a razón de 31 dólares por barril, a un precio internacional de 98 dólares, lo cual reportaría 248 millones de dólares.
Simultáneamente, debía importar productos terminados -diésel y gasolina, entre otros- de la refinería argentina Refinor; el diferencial de importación de estos combustibles se estimó en 175,5 millones de dólares.
YPFB-R hacía notar, en el documento, que la diferencia entre estas dos cifras era de 72,5 millones de dólares, que la empresa esperaba destinar a su plan de inversiones, en especial del proyecto de isomerización para mejorar la producción de gasolina especial.
El ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa, en respuesta a una petición de informe escrito solicitada por el diputado de PPB-CN Juan Luis Gantier, confirmó que “el contrato prevé que si la operación genera ganancias, luego del pago de las obligaciones impuestas por ley, éstas serán utilizadas en la inversión de proyectos en las refinerías de YPFB-R para ampliar su capacidad y lograr el autoabastecimiento de productos refinados para el mercado interno”.
Achá informó el martes 21 que YPFB Corporación se hizo cargo ahora de esa exportación y que el pago de regalías e impuestos se efectúa sobre la base del precio internacional. De junio de 2012 a enero de 2013 se exportaron 1.693.914 barriles por 144 millones de dólares. A mayo las ventas sumaron otros 72 millones.
YPFB-R aún no respondió un cuestionario de Página Siete.
Nueva inversión
Recursos El proyecto de isomerización en las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz demanda una inversión de 153 millones de dólares; hasta abril de 2012 no había financiamiento asegurado, según YPFB-R. Por eso la subsidiaria consideraba que las ganancias de la exportación de condensado se destinarían a este fin.
Operador Según la subsidiaria YPFB-R, la operación de exportaciones de condensado para la entidad concluyó en enero. Sin embargo, la intervención de la empresa refinera ha sembrado dudas.
YPFB Ceo de Samsung viene a congreso
El presidente y Jefe Ejecutivo Oficial (CEO, por sus siglas en inglés) de Samsung, Ki-Seok Park, confirmó su presencia en el III Congreso Gas y Petróleo organizado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), que se realizará el 23 y 24 de mayo en nuestra ciudad. Según un comunicado oficial de YPFB, la máxima autoridad de Samsung Engineering tiene previsto exponer el viernes 23 de mayo el tema: Tecnología y tendencias de una planta de industrialización de Amoníaco-Urea. El presidente de YPF Argentina, Miguel Matías Galuccio, también vendrá para exponer los detalles de la nacionalización de la empresa YPF (antes Repsol-YPF)
domingo, 19 de mayo de 2013
YPFB cometió 5 irregularidades en exportación de condensado
En el país, el barril de petróleo tiene un precio congelado de 27 dólares, para evitar que el costo de la gasolina suba, pero apenas traspone las fronteras ese volumen de “oro negro” alcanza un precio internacional de 83 o más dólares.
Esta diferencia de precios es fundamental para comprender cómo se diseñó un plan de exportación de condensado y de compra de productos terminados, como el diésel y la gasolina, entre YPFB Corporación (YPFB-C) y su subsidiaria YPFB Refinación (YPFB-R), que es la empresa responsable de procesar el petróleo en el país y de abastecer el mercado interno de diésel, gas licuado de petróleo y otros derivados.
Sobre esta exportación a Argentina han surgido cinco cuestionamientos -aunque quizás sean más- que, en opinión de expertos en hidrocarburos como Francesco Zaratti, Bernardo Prado o Carlos Miranda, son en realidad irregularidades.
Una operación “tipo”
En los últimos años, la demanda nacional de combustibles supera la oferta, por lo que Bolivia debe importarlos a los precios que rigen en otros países productores; luego, como se sabe, los vende a precios subvencionados, es decir, más baratos, lo cual representa un gasto creciente para el Estado.
El condensado (el gas en estado líquido) se obtiene de los campos gasíferos y se procesa en las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, a cargo de YPFB-R.
Con el aporte del campo Margarita al volumen de gas exportable a Argentina también subió la producción de condensado. Pero se presentó un problema: las refinerías, según YPFB-R, no tenían capacidad para procesar ese hidrocarburo adicional.
Surgió entonces la iniciativa de exportar el condensado y, simultáneamente, importar combustibles terminados para el mercado interno.
Esta doble operación -el experto en la materia, Carlos Miranda, la llama maquila- se suele realizar con refinerías vecinas a las fronteras del país que demanda el servicio; mediante un contrato se definen el volumen que será exportado y los precios, tanto del condensado como de los productos que retornarán.
En 2012, YPFB-R firmó un contrato de asociación accidental con YPFB-C mediante el cual obtuvo los derechos de comercialización del condensado que, argumentó, no podía procesar. Compró el hidrocarburo a YPFB-C y después contrató a una refinería argentina, Refinor, de Campo Durán, próxima a Pocitos, en la frontera sur. Y comenzó a enviar petróleo.
La asociación (1)
Lo primero que se ha cuestionado es por qué YPFB-C firmó un contrato de asociación accidental mediante el cual cedió sus derechos exclusivos de comercialización a YPFB-R, que así se transformó en una suerte de intermediaria.
El parágrafo II del artículo 2 del decreto de nacionalización del 1 de mayo de 2006 o “Defensores del Chaco” expresa que “YPFB, a nombre y en representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país, asume su comercialización, definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno, como para la exportación y la industrialización”.
Este artículo refleja una de las reivindicaciones fundamentales de la nacionalización, pues con la anterior normativa las transnacionales petroleras eran propietarias de los hidrocarburos, desde la boca de pozo, y los podían disponer como quisieran: por ejemplo, los exportaban; en cambio, ahora sólo YPFB-C tiene ese exclusivo derecho, pero lo cedió a su subsidiaria YPFB-R, que se convirtió en su representante.
YPFB-C desempeñó sólo funciones de supervisión en ejercicio “de su derecho de único importador y exportador del país”, señala una de las respuestas del ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, a la petición de informe escrito del diputado de PPB-CN Juan Luis Gantier.
El ministro Sosa explica que el traspaso de ese derecho exclusivo, según YPFB-C, se amparó en la Constitución Política del Estado (CPE) y la Ley de Hidrocarburos vigente.
El especialista en hidrocarburos Francesco Zaratti afirma que YPFB-C “cedió sus prerrogativas constitucionales a una empresa mixta (YPFB-R), ignorando el decreto de nacionalización 28701 y la CPE (un pecado político e ideológico)”. En otras palabras, YPFB-R es un intermediario prescindible.
Precio interno y externo (2)
El principal cuestionamiento tiene relación con el precio del condensado. Pero en realidad se debe hablar de dos precios para el barril: uno para el mercado interno, de 27 dólares -y que llega a 31 dólares en la operación, porque se pagó el IVA-, y otro de exportación, que según la cotización internacional es de 83 o más dólares.
En la operación, según confirmaron el informe técnico enviado por YPFB-R a YPFB-C el 27 de abril de 2012 y las respuestas a la petición de informe del diputado Gantier, YPFB-R compró el barril en 27 dólares a YPFB-C, mediante un contrato firmado el 30 noviembre de 2011, y pagó regalías y tributos sobre ese precio.
Sin embargo, YPFB-R le vendió el barril a Refinor a 83 dólares, el precio internacional o la cotización diaria del petróleo en el mercado West Texas Intermediate menos cinco dólares, y estima, en su informe técnico, que ese precio puede subir hasta 98 dólares.
El argumento de YPFB-R que sustenta la operación es que con la exportación a un precio internacional 83 o más dólares se cubre el costo de la subvención de los combustibles o productos terminados, como el diésel o la gasolina, por ejemplo, que demanda el mercado interno.
YPFB-R calculó que en los dos años de exportación, 2012 y 2013, con un precio internacional de hasta 98 dólares por barril, se pueden obtener 248 millones de dólares, en tanto que lo que debe desembolsar el Estado por la subvención a esos carburantes en el mercado interno llega a 175,5 millones de dólares.
La diferencia entre los precios de exportación de condensado, 248 millones de dólares, y de lo que se denomina diferencial de importación de productos terminados, 175,5 millones de dólares, es de 72,5 millones de dólares, que según el mencionado informe técnico debía financiar los futuros proyectos de YPFB-R de ampliación, para elevar su capacidad de refinación, pues ahora en el país se produce más gas.
“Defraudación” tributaria (3)
Es distinto pagar impuestos y regalías sobre 27 dólares que sobre 83 dólares. A esto Zaratti le llama “pecado tributario”.
La regalía o royalty es el tributo que paga una empresa al gobierno local donde se explota un recurso natural no renovable como los hidrocarburos -el condensado, por ejemplo- o los minerales. El tributo nacional es el gravamen que impone el Estado a una actividad y, en el caso del gas o petróleo, el más importante es el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), que equivale al 50% de lo que se produce. Las regalías ingresan a las regiones y los tributos al Tesoro General del Estado.
Como en la exportación YPFB-R sólo pagó impuestos sobre el precio interno, de 27 dólares, se estima que una región productora como Tarija recibió apenas un tercio de lo que correspondía por regalías, porque el condensado fue vendido a Refinor de Argentina a precio internacional.
En promedio se ha estimado que la Gobernación de Tarija percibe tres dólares por barril de condensado, cuando éste se vende al precio interno; pero como YPFB-R vendió el hidrocarburo a Refinor a 83 dólares, casi cuatro veces más, la región tenía que haber recibido al menos nueve dólares por barril.
En cuanto al IDH y los demás impuestos no hay una cuantificación precisa.
El citado informe técnico de YPFB-R expresa que, con la exportación de condensado, las productoras petroleras (Repsol, Petrobras, etc.), YPFB-C –que recibe una participación por las ventas internas de hidrocarburos- y las regiones (por regalías e IDH) no percibirán unos 257 millones de dólares por la venta a Refinor de 3,7 millones de barriles de condensado a lo largo de 2012 y 2013.
Las pérdidas por la exportación se distribuyen así: 101 millones de dólares menos para las productoras -se les compra el barril de condensado sólo a 27 dólares-, 99 millones de dólares menos para las regiones por regalías e IDH y 56,8 millones de dólares de recorte para YPFB-C.
Zaratti estima que en ocho meses se registró una “defraudación” de impuestos y regalías por al menos 50 millones de dólares.
Agrega que también se habría cobrado el importe de la subvención cuando se recibió los productos terminados, como el diésel o la gasolina, desde Argentina. Habría una “posible estafa al TGE por cobro del subsidio a los productos reimportados (¿quién se quedó con ese dinero?)”, se pregunta.
Las autorizaciones (4)
En toda exportación de condensado se precisa, según la normativa vigente, la autorización o visto bueno de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que controla el llamado downstream o todo lo relativo al transporte, comercialización y refino.
Pero para obtener este permiso se debe presentar ante la ANH, como requisito indispensable, una certificación tributaria emitida por el Servicio Nacional de Impuestos.
En este punto se abre esta interrogante: si YPFB-R pagó impuestos y regalías a un precio interno de 27 dólares, ¿por qué logró -y con qué certificación tributaria- exportar a un precio internacional de 83 dólares?
Tanto la ANH como el SIN no han explicado qué rol jugaron en esta exportación de condensado.
Falta de transparencia (5)
Otra de las irregularidades fue la falta de transparencia. Según Zaratti, lo óptimo hubiera sido que se llamara a una licitación internacional para adjudicar el condensado en lugar de conceder ese exclusivo derecho a YPFB-R.
Se desconocía la operación al extremo de que YPFB-C no informó sobre ella en su página web ni emitió un boletín al respecto.
Incluso el propio ministro Sosa conoció los detalles de la operación a fines de octubre de 2012 y recibió más información gracias a la petición de informe escrito solicitada por el diputado de PPB-CN Juan Luis Gantier.
Es posible, sin embargo, que haya más irregularidades. Zaratti asegura que YPFB-C no convocó al directorio para que aprobara el contrato de asociación con YPFB-R y esta empresa no obtuvo del suyo el permiso para firmar convenios con YPFB-C y Refinor.
Esta diferencia de precios es fundamental para comprender cómo se diseñó un plan de exportación de condensado y de compra de productos terminados, como el diésel y la gasolina, entre YPFB Corporación (YPFB-C) y su subsidiaria YPFB Refinación (YPFB-R), que es la empresa responsable de procesar el petróleo en el país y de abastecer el mercado interno de diésel, gas licuado de petróleo y otros derivados.
Sobre esta exportación a Argentina han surgido cinco cuestionamientos -aunque quizás sean más- que, en opinión de expertos en hidrocarburos como Francesco Zaratti, Bernardo Prado o Carlos Miranda, son en realidad irregularidades.
Una operación “tipo”
En los últimos años, la demanda nacional de combustibles supera la oferta, por lo que Bolivia debe importarlos a los precios que rigen en otros países productores; luego, como se sabe, los vende a precios subvencionados, es decir, más baratos, lo cual representa un gasto creciente para el Estado.
El condensado (el gas en estado líquido) se obtiene de los campos gasíferos y se procesa en las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, a cargo de YPFB-R.
Con el aporte del campo Margarita al volumen de gas exportable a Argentina también subió la producción de condensado. Pero se presentó un problema: las refinerías, según YPFB-R, no tenían capacidad para procesar ese hidrocarburo adicional.
Surgió entonces la iniciativa de exportar el condensado y, simultáneamente, importar combustibles terminados para el mercado interno.
Esta doble operación -el experto en la materia, Carlos Miranda, la llama maquila- se suele realizar con refinerías vecinas a las fronteras del país que demanda el servicio; mediante un contrato se definen el volumen que será exportado y los precios, tanto del condensado como de los productos que retornarán.
En 2012, YPFB-R firmó un contrato de asociación accidental con YPFB-C mediante el cual obtuvo los derechos de comercialización del condensado que, argumentó, no podía procesar. Compró el hidrocarburo a YPFB-C y después contrató a una refinería argentina, Refinor, de Campo Durán, próxima a Pocitos, en la frontera sur. Y comenzó a enviar petróleo.
La asociación (1)
Lo primero que se ha cuestionado es por qué YPFB-C firmó un contrato de asociación accidental mediante el cual cedió sus derechos exclusivos de comercialización a YPFB-R, que así se transformó en una suerte de intermediaria.
El parágrafo II del artículo 2 del decreto de nacionalización del 1 de mayo de 2006 o “Defensores del Chaco” expresa que “YPFB, a nombre y en representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país, asume su comercialización, definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno, como para la exportación y la industrialización”.
Este artículo refleja una de las reivindicaciones fundamentales de la nacionalización, pues con la anterior normativa las transnacionales petroleras eran propietarias de los hidrocarburos, desde la boca de pozo, y los podían disponer como quisieran: por ejemplo, los exportaban; en cambio, ahora sólo YPFB-C tiene ese exclusivo derecho, pero lo cedió a su subsidiaria YPFB-R, que se convirtió en su representante.
YPFB-C desempeñó sólo funciones de supervisión en ejercicio “de su derecho de único importador y exportador del país”, señala una de las respuestas del ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, a la petición de informe escrito del diputado de PPB-CN Juan Luis Gantier.
El ministro Sosa explica que el traspaso de ese derecho exclusivo, según YPFB-C, se amparó en la Constitución Política del Estado (CPE) y la Ley de Hidrocarburos vigente.
El especialista en hidrocarburos Francesco Zaratti afirma que YPFB-C “cedió sus prerrogativas constitucionales a una empresa mixta (YPFB-R), ignorando el decreto de nacionalización 28701 y la CPE (un pecado político e ideológico)”. En otras palabras, YPFB-R es un intermediario prescindible.
Precio interno y externo (2)
El principal cuestionamiento tiene relación con el precio del condensado. Pero en realidad se debe hablar de dos precios para el barril: uno para el mercado interno, de 27 dólares -y que llega a 31 dólares en la operación, porque se pagó el IVA-, y otro de exportación, que según la cotización internacional es de 83 o más dólares.
En la operación, según confirmaron el informe técnico enviado por YPFB-R a YPFB-C el 27 de abril de 2012 y las respuestas a la petición de informe del diputado Gantier, YPFB-R compró el barril en 27 dólares a YPFB-C, mediante un contrato firmado el 30 noviembre de 2011, y pagó regalías y tributos sobre ese precio.
Sin embargo, YPFB-R le vendió el barril a Refinor a 83 dólares, el precio internacional o la cotización diaria del petróleo en el mercado West Texas Intermediate menos cinco dólares, y estima, en su informe técnico, que ese precio puede subir hasta 98 dólares.
El argumento de YPFB-R que sustenta la operación es que con la exportación a un precio internacional 83 o más dólares se cubre el costo de la subvención de los combustibles o productos terminados, como el diésel o la gasolina, por ejemplo, que demanda el mercado interno.
YPFB-R calculó que en los dos años de exportación, 2012 y 2013, con un precio internacional de hasta 98 dólares por barril, se pueden obtener 248 millones de dólares, en tanto que lo que debe desembolsar el Estado por la subvención a esos carburantes en el mercado interno llega a 175,5 millones de dólares.
La diferencia entre los precios de exportación de condensado, 248 millones de dólares, y de lo que se denomina diferencial de importación de productos terminados, 175,5 millones de dólares, es de 72,5 millones de dólares, que según el mencionado informe técnico debía financiar los futuros proyectos de YPFB-R de ampliación, para elevar su capacidad de refinación, pues ahora en el país se produce más gas.
“Defraudación” tributaria (3)
Es distinto pagar impuestos y regalías sobre 27 dólares que sobre 83 dólares. A esto Zaratti le llama “pecado tributario”.
La regalía o royalty es el tributo que paga una empresa al gobierno local donde se explota un recurso natural no renovable como los hidrocarburos -el condensado, por ejemplo- o los minerales. El tributo nacional es el gravamen que impone el Estado a una actividad y, en el caso del gas o petróleo, el más importante es el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), que equivale al 50% de lo que se produce. Las regalías ingresan a las regiones y los tributos al Tesoro General del Estado.
Como en la exportación YPFB-R sólo pagó impuestos sobre el precio interno, de 27 dólares, se estima que una región productora como Tarija recibió apenas un tercio de lo que correspondía por regalías, porque el condensado fue vendido a Refinor de Argentina a precio internacional.
En promedio se ha estimado que la Gobernación de Tarija percibe tres dólares por barril de condensado, cuando éste se vende al precio interno; pero como YPFB-R vendió el hidrocarburo a Refinor a 83 dólares, casi cuatro veces más, la región tenía que haber recibido al menos nueve dólares por barril.
En cuanto al IDH y los demás impuestos no hay una cuantificación precisa.
El citado informe técnico de YPFB-R expresa que, con la exportación de condensado, las productoras petroleras (Repsol, Petrobras, etc.), YPFB-C –que recibe una participación por las ventas internas de hidrocarburos- y las regiones (por regalías e IDH) no percibirán unos 257 millones de dólares por la venta a Refinor de 3,7 millones de barriles de condensado a lo largo de 2012 y 2013.
Las pérdidas por la exportación se distribuyen así: 101 millones de dólares menos para las productoras -se les compra el barril de condensado sólo a 27 dólares-, 99 millones de dólares menos para las regiones por regalías e IDH y 56,8 millones de dólares de recorte para YPFB-C.
Zaratti estima que en ocho meses se registró una “defraudación” de impuestos y regalías por al menos 50 millones de dólares.
Agrega que también se habría cobrado el importe de la subvención cuando se recibió los productos terminados, como el diésel o la gasolina, desde Argentina. Habría una “posible estafa al TGE por cobro del subsidio a los productos reimportados (¿quién se quedó con ese dinero?)”, se pregunta.
Las autorizaciones (4)
En toda exportación de condensado se precisa, según la normativa vigente, la autorización o visto bueno de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que controla el llamado downstream o todo lo relativo al transporte, comercialización y refino.
Pero para obtener este permiso se debe presentar ante la ANH, como requisito indispensable, una certificación tributaria emitida por el Servicio Nacional de Impuestos.
En este punto se abre esta interrogante: si YPFB-R pagó impuestos y regalías a un precio interno de 27 dólares, ¿por qué logró -y con qué certificación tributaria- exportar a un precio internacional de 83 dólares?
Tanto la ANH como el SIN no han explicado qué rol jugaron en esta exportación de condensado.
Falta de transparencia (5)
Otra de las irregularidades fue la falta de transparencia. Según Zaratti, lo óptimo hubiera sido que se llamara a una licitación internacional para adjudicar el condensado en lugar de conceder ese exclusivo derecho a YPFB-R.
Se desconocía la operación al extremo de que YPFB-C no informó sobre ella en su página web ni emitió un boletín al respecto.
Incluso el propio ministro Sosa conoció los detalles de la operación a fines de octubre de 2012 y recibió más información gracias a la petición de informe escrito solicitada por el diputado de PPB-CN Juan Luis Gantier.
Es posible, sin embargo, que haya más irregularidades. Zaratti asegura que YPFB-C no convocó al directorio para que aprobara el contrato de asociación con YPFB-R y esta empresa no obtuvo del suyo el permiso para firmar convenios con YPFB-C y Refinor.
jueves, 16 de mayo de 2013
Sistema para reducir consumo de combustibles
El fabricante sueco Volvo Car ha anunciado el desarrollo de un nuevo sistema de inyección para motores diesel que reduce el consumo de combustible superando la eficiencia del actual sistema de inyección por "common rail".
Este nuevo sistema será presentado por la marca el próximo otoño bajo la denominación i-ART, que permite controlar y adaptar de manera continua la inyección de combustible según la combustión en cada uno de los cuatro cilindros
El sistema utiliza información sobre la presión de cada inyector de combustible en lugar de utilizar el tradicional y único sensor de presión de la tecnología "common rail".
El aumento de la presión del conducto hasta un nivel excepcionalmente alto, de 2.500 bares, y la adición de la tecnología i-ART, pueden considerarse el segundo paso de la revolución diésel, según Derek Crabb, vicepresidente de Ingeniería de Motores de Volvo Car.
Crabb considera que se trata de un avance comparable a la aparición de la revolucionaria sonda lambda para el catalizador en 1976, una novedad mundial también firmada por Volvo.
Este ingeniero de motores explica en una nota que cada inyector tiene encima un pequeño ordenador que controla la presión de inyección, y con esta información, el sistema autoadaptativo i-ART garantiza que se inyecte la cantidad ideal de combustible durante cada ciclo de combustión.
La combinación de una mayor presión de inyección y la tecnología i-ART ofrecen un motor con mayor ahorro de combustible, emisiones considerablemente más bajas y un rendimiento mayor, así como una mayor potencia.
Con esta nueva tecnología, Volvo presentará también una caja de cambios de ocho velocidades para conseguir una conducción más placentera y una mejora de la economía de combustible.
Este nuevo sistema será presentado por la marca el próximo otoño bajo la denominación i-ART, que permite controlar y adaptar de manera continua la inyección de combustible según la combustión en cada uno de los cuatro cilindros
El sistema utiliza información sobre la presión de cada inyector de combustible en lugar de utilizar el tradicional y único sensor de presión de la tecnología "common rail".
El aumento de la presión del conducto hasta un nivel excepcionalmente alto, de 2.500 bares, y la adición de la tecnología i-ART, pueden considerarse el segundo paso de la revolución diésel, según Derek Crabb, vicepresidente de Ingeniería de Motores de Volvo Car.
Crabb considera que se trata de un avance comparable a la aparición de la revolucionaria sonda lambda para el catalizador en 1976, una novedad mundial también firmada por Volvo.
Este ingeniero de motores explica en una nota que cada inyector tiene encima un pequeño ordenador que controla la presión de inyección, y con esta información, el sistema autoadaptativo i-ART garantiza que se inyecte la cantidad ideal de combustible durante cada ciclo de combustión.
La combinación de una mayor presión de inyección y la tecnología i-ART ofrecen un motor con mayor ahorro de combustible, emisiones considerablemente más bajas y un rendimiento mayor, así como una mayor potencia.
Con esta nueva tecnología, Volvo presentará también una caja de cambios de ocho velocidades para conseguir una conducción más placentera y una mejora de la economía de combustible.
Safe importa equipos para estaciones de GNV
La empresa internacional Safe, miembro del grupo italiano Landirenzo, trae a Bolivia equipos de última tecnología para la instalación de Surtidores de Servicio de Gas Natural Vehicular (GNV). Dos especialistas italianos estuvieron en el país para explicar las ventajas.
“El Gobierno está subvencionando los equipos para la conversión. Hemos visto que hay una falencia tremenda en la implementación de estaciones de GNV, porque el parque automotor para este tipo de combustible está creciendo y lamentablemente no tenemos los surtidores apropiados en cada zona para apoyar esta iniciativa”, observó Edwin Tapia Burgos, representante exclusivo de Safe en Bolivia.
Uno de los grandes problemas que identificó el ejecutivo es el ruido ambiental que provocan las máquinas por las vibraciones de compresión y la ubicación de éstas, en lugares donde hay viviendas, cuando se requieren espacios especiales para las estaciones de servicio.
En su criterio, estos problemas se pueden minimizar con equipos de menor impacto ambiental.
Miguel Ángel Silva, jefe para América Latina, y Darío Accorsi son los expertos italianos de Safe que llegaron a Bolivia, precisamente para explicar el uso y ventajas de estos equipos con el objetivo de instalar estaciones de servicio respetando las normas internacionales.
Silva señaló que si bien lo más importante para el país en este momento es la reconversión de vehículos a GNV, impulsada por el Gobierno, a Safe le interesa dar a conocer que diseña, fabrica y construye instalaciones destinadas a los sectores de OIL & Gas, GNV, GNC (Gas Natural Comprimido), Biogás y GNL (Gas Natural Líquido).
Entre los principales productos que oferta esta empresa están las compresiones para estaciones madres (centrales), que sirven para proveer de combustible a vehículos de gran tonelaje; las compresiones para estaciones móviles de GNV y las estaciones móviles de GNV, que son trailers equipados con compresor y dispensador para que puedan alimentar a los vehículos directamente, sin necesidad de tener una estación de servicios, explicó Tapia.
Cada uno de estos productos está disponible para el mercado boliviano. Lo más importante —precisó Tapia— es la fabricación e instalación de los equipos de acuerdo con la medida y exigencia de los clientes. Esto impide que haya un precio único por cada maquinaria, porque los costos están en función de la dimensión de los proyectos.
Sin embargo, para tener una idea de la inversión, Tapia se animó a calcular que una estación sobre un terreno de 700 mt2, maquinaria incluida, costaría alrededor de $us 390 mil. Sólo los equipos pueden demandar al menos $us 250 mil. “El asunto del precio es complicado porque los equipos se adaptan a las necesidades de presión del gas, temperatura, número de máquinas, hay que tomar en cuenta diversas variables”, advirtió.
Silva señaló que llegaron a Bolivia porque es una plaza muy interesante por el hecho de que es una nación productora de gas. “Es un mercado que ofrece muchas posibilidades, nos interesa la opción de ayudar a transformar la matriz energética del país”, expresó el experto.
Dada su experiencia en instalaciones de servicio en el mundo, Silva indicó que las transformaciones de vehículos a gasolina y diésel por gas natural son un “fenómeno generalizado en todo el mundo” por el tema ambiental. El Grupo Landirenzo, del que es parte Safe, trabaja en el desarrollo de diferentes tecnologías con la industria automovilística en soluciones de generación de energía, conversores, reductores y electrónica.
Empresa con experiencia en el mundo
El Grupo Landirenzo opera desde 1954 en el segmento de equipos para GNV (Gas Natural Vehicular ) y el GLP (Gas Licuado de Petróleo). Hoy es el líder mundial de este sector, tanto en tecnología como en ventas, y está presente en más de 60 países.
Safe es miembro de este grupo. La compañía fue creada en 1975. Tiene más de 37 años de experiencia en el campo tecnológico del gas metano. Cuenta con al menos 1.500 equipos funcionando en todo el mundo.
miércoles, 15 de mayo de 2013
Morales duda sobre honestidad en manejo de dinero en YPFB y Entel
El presidente Evo Morales deslizó ayer dudas sobre la honestidad plena de funcionarios que prestan servicios en las nacionalizadas Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Empresa Nacional de Telecomunicaciones (Entel), en un tácito cuestionamiento a las oficinas de Transparencia del Ministerio de Lucha Contra la Corrupción que tiene la misión de evitar actos irregulares.
El jefe de Estado formuló esos comentarios al momento de ponderar la labor del expresidente de la Administradora Boliviana de Carreteras (ABC), José Luis Sánchez, a quien reconoció por la transparencia y honestidad mientras ejercía el cargo, encomendado ahora a Antonio Mullisaca quien junto al mandatario y otras autoridades inauguraron las obras de construcción de la Doble Vía Quillacollo-Suticollo.
“Lamentablemente por problemas de salud ha dejado el cargo compañero Luis Sánchez. Nos ha garantizado honestidad en ABC y ustedes hermanos deben saber, donde se maneja mucha plata como ABC, Yacimientos, Entel que son nuestras empresas, pues no todos somos iguales. Algunos técnicos se aprovechan de las autoridades, pero el compañero Luis Sánchez nos ha garantizado honestidad desde ABC”, manifestó.
Agradeció la gestión de Sánchez a quien puso como ejemplo de honestidad y trabajo permanente, virtudes que deberían imitar las dos empresas nacionalizadas más grandes del país.
El mandatario remarcó la importancia de invertir en proyectos productivos, a diferencia de la actual demanda de dirigentes de la Central Obrera Boliviana (COB) que exige “plata para más salarios”.
Sostuvo que todo proyecto productivo lo hará con recursos propios porque generan divisas y éstas dan señales de crecimiento económico, que generan excedentes para democratizar la riqueza a través de bonos y rentas.
Aseguró que uno de los resultados de este proceso de cambio es haber acabado ese Estado mendigo y limosnero, por otro con mayor dignidad, y por ese motivo instó a las autoridades departamentales y municipales a generar un plan masivo en el marco de la agenda 2025 destinada a luchar contra la pobreza.
El jefe de Estado formuló esos comentarios al momento de ponderar la labor del expresidente de la Administradora Boliviana de Carreteras (ABC), José Luis Sánchez, a quien reconoció por la transparencia y honestidad mientras ejercía el cargo, encomendado ahora a Antonio Mullisaca quien junto al mandatario y otras autoridades inauguraron las obras de construcción de la Doble Vía Quillacollo-Suticollo.
“Lamentablemente por problemas de salud ha dejado el cargo compañero Luis Sánchez. Nos ha garantizado honestidad en ABC y ustedes hermanos deben saber, donde se maneja mucha plata como ABC, Yacimientos, Entel que son nuestras empresas, pues no todos somos iguales. Algunos técnicos se aprovechan de las autoridades, pero el compañero Luis Sánchez nos ha garantizado honestidad desde ABC”, manifestó.
Agradeció la gestión de Sánchez a quien puso como ejemplo de honestidad y trabajo permanente, virtudes que deberían imitar las dos empresas nacionalizadas más grandes del país.
El mandatario remarcó la importancia de invertir en proyectos productivos, a diferencia de la actual demanda de dirigentes de la Central Obrera Boliviana (COB) que exige “plata para más salarios”.
Sostuvo que todo proyecto productivo lo hará con recursos propios porque generan divisas y éstas dan señales de crecimiento económico, que generan excedentes para democratizar la riqueza a través de bonos y rentas.
Aseguró que uno de los resultados de este proceso de cambio es haber acabado ese Estado mendigo y limosnero, por otro con mayor dignidad, y por ese motivo instó a las autoridades departamentales y municipales a generar un plan masivo en el marco de la agenda 2025 destinada a luchar contra la pobreza.
EEUU liderará alza en la oferta de petróleo
La producción de crudo de Norteamérica dominará el crecimiento de la oferta mundial en los próximos cinco años, dijo ayer la Agencia Internacional de la Energía, gracias a la creciente producción derivada del proceso de fracturación hidráulica, o "fracking", y del uso de otras tecnologías que permiten acceder a unas reservas hasta ahora inaccesibles. Es un cambio que pocos preveían hace cinco años, y que será perjudicial para productores como los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, que han dominado la industria durante años. Según la AIE, se espera que la producción de Norteamérica crezca de media en 3,9 millones de barriles al día entre 2012 y 2018, lo que representa más de la mitad del incremento de producción de los países no pertenecientes a la OPEP./
martes, 14 de mayo de 2013
Gobierno anuncia bajar el subsidio al gas licuado
El ahorro en el subsidio al gas licuado de petróleo (GLP) llegará a 200 millones de dólares hasta fin de año, indicó el viceministro de Industrialización de Hidrocarburos, Álvaro Arnez, al dejar en claro que este producto no pagará regalías porque no corresponde.
Además anunció que los recursos que generará la planta separadora de licuables "servirán para financiar proyectos de exploración, explotación y para apalancar otros proyectos", detalló la autoridad al puntualizar que el objetivo es fortalecer a la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
En cuanto al ahorro en el subsidio al gas licuado de petróleo, Arnez informó que esperan que "hasta fin de año, se llegue a 200 millones de dólares que vamos a ahorrar en el tema de la subvención".
A corto plazo el cálculo realizado está en relación con lo que "vamos a dejar de subvencionar alrededor de 90 a 100 toneladas por día", señaló la autoridad. Ese volumen es un equivalente entre 9 y 10 mil garrafas diarias de diez kilos cada una.
La Planta Río Grande producirá 361 toneladas diarias de GLP, de ese volumen una parte se destinará al mercado interno y el remanente para exportación.
La producción de la Planta Río Grande no pagará regalías porque éstas son canceladas al momento de la producción en punto de fiscalización.
"Ya hemos hecho el pago en lo que es el punto de fiscalización" al producir el hidrocarburo, dejó en claro la autoridad.
Además anunció que los recursos que generará la planta separadora de licuables "servirán para financiar proyectos de exploración, explotación y para apalancar otros proyectos", detalló la autoridad al puntualizar que el objetivo es fortalecer a la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
En cuanto al ahorro en el subsidio al gas licuado de petróleo, Arnez informó que esperan que "hasta fin de año, se llegue a 200 millones de dólares que vamos a ahorrar en el tema de la subvención".
A corto plazo el cálculo realizado está en relación con lo que "vamos a dejar de subvencionar alrededor de 90 a 100 toneladas por día", señaló la autoridad. Ese volumen es un equivalente entre 9 y 10 mil garrafas diarias de diez kilos cada una.
La Planta Río Grande producirá 361 toneladas diarias de GLP, de ese volumen una parte se destinará al mercado interno y el remanente para exportación.
La producción de la Planta Río Grande no pagará regalías porque éstas son canceladas al momento de la producción en punto de fiscalización.
"Ya hemos hecho el pago en lo que es el punto de fiscalización" al producir el hidrocarburo, dejó en claro la autoridad.
En julio comenzará la construcción de planta de amoniaco
En julio comenzarán las obras civiles de la primera petroquímica del país, que se instalará en Bulo-Bulo, Cochabamba, con este fin en junio esperan firmar el contrato con una compañía especializada para la fiscalización del paquete completo encargado a Samsung.
Así lo hizo saber el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, al lamentar los resultados negativos de la primera licitación, que se declaró desierta porque no se cumplieron los requisitos del documento base de contratación.
"Queremos tener la fiscalizadora a fines de junio, porque en julio ya empieza la construcción en sí de la planta", afirmó el ejecutivo al indicar que se realizará el movimiento de tierras, el desbrochado y luego las obras civiles.
Para julio "entonces requerimos ya la fiscalizadora", reiteró el ejecutivo. De acuerdo con la segunda licitación las propuestas serán presentadas el 28 de mayo, para suscribir el contrato un mes después, a finales de junio.
Aseguró que "de todas maneras, en las otras actividades de ingeniería y compra de equipos tenemos un equipo grande en Seúl", trabajando conjuntamente con la contratista.
Así lo hizo saber el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, al lamentar los resultados negativos de la primera licitación, que se declaró desierta porque no se cumplieron los requisitos del documento base de contratación.
"Queremos tener la fiscalizadora a fines de junio, porque en julio ya empieza la construcción en sí de la planta", afirmó el ejecutivo al indicar que se realizará el movimiento de tierras, el desbrochado y luego las obras civiles.
Para julio "entonces requerimos ya la fiscalizadora", reiteró el ejecutivo. De acuerdo con la segunda licitación las propuestas serán presentadas el 28 de mayo, para suscribir el contrato un mes después, a finales de junio.
Aseguró que "de todas maneras, en las otras actividades de ingeniería y compra de equipos tenemos un equipo grande en Seúl", trabajando conjuntamente con la contratista.
YPFB venderá más GLP a Paraguay
El presidente Ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, informó ayer que la estatal petrolera cerró un contrato con la empresa Trafigura de Paraguay para exportar, desde julio, nuevos volúmenes excedentes de Gas de Licuado de Petróleo (GLP), que serán obtenidos en la Planta de Separación de Líquidos Río Grande.
Acuerdo. "Se cerró un contrato con la empresa Trafigura que llevará este producto a Paraguay. Vamos a exportar un volumen cercano a 5.500 toneladas mes con el precio acordado, más $us 161 por Tonelada Métrica (TM)", señaló Villegas a la ABI.
La exportación y comercialización de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gasolina natural a ser producidos en la nueva Planta de Río Grande generará una nueva fuente de ingresos para Bolivia por más de 520 millones de dólares, en los próximos trece años.
Según una nota institucional, los volúmenes de exportación de GLP a Paraguay serán flexibles porque dependerán del comportamiento de la demanda interna.
El anuncio del ejecutivo de YPFB se registra dos días después de la puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, ubicada en el municipio de Cabezas del departamento de Santa Cruz
Reservas. El presidente Ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga, afirmó ayer que las reservas nacionales "cuantificadas" de gas natural en Bolivia ascendieron de 9,9 a 11,2 TCF (Trillones de Pies Cúbicos, por sus siglas), hasta el 31 de diciembre de 2012.
"El 2009, en términos de reservas certificadas estábamos en 9,9 TCF, pero al 31 de diciembre de 2012 no hemos certificado sino hemos cuantificado estas reservas y hemos descubierto en YPFB que ahora tenemos 11,2 TCF", señaló Villegas ayer en una entrevista en el programa "El pueblo es noticia", transmitido por Bolivia TV.
Recordó que el Gobierno nacional tomó la determinación de certificar las reservas de gas natural al 31 de diciembre de 2009, y estas arrojaron un índice de solo 9,9 TCF, a diferencia años anteriores, cuando este indicador era manipulado para secundar el interés de algunas empresas del rubro.
Acuerdo. "Se cerró un contrato con la empresa Trafigura que llevará este producto a Paraguay. Vamos a exportar un volumen cercano a 5.500 toneladas mes con el precio acordado, más $us 161 por Tonelada Métrica (TM)", señaló Villegas a la ABI.
La exportación y comercialización de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gasolina natural a ser producidos en la nueva Planta de Río Grande generará una nueva fuente de ingresos para Bolivia por más de 520 millones de dólares, en los próximos trece años.
Según una nota institucional, los volúmenes de exportación de GLP a Paraguay serán flexibles porque dependerán del comportamiento de la demanda interna.
El anuncio del ejecutivo de YPFB se registra dos días después de la puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, ubicada en el municipio de Cabezas del departamento de Santa Cruz
Reservas. El presidente Ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga, afirmó ayer que las reservas nacionales "cuantificadas" de gas natural en Bolivia ascendieron de 9,9 a 11,2 TCF (Trillones de Pies Cúbicos, por sus siglas), hasta el 31 de diciembre de 2012.
"El 2009, en términos de reservas certificadas estábamos en 9,9 TCF, pero al 31 de diciembre de 2012 no hemos certificado sino hemos cuantificado estas reservas y hemos descubierto en YPFB que ahora tenemos 11,2 TCF", señaló Villegas ayer en una entrevista en el programa "El pueblo es noticia", transmitido por Bolivia TV.
Recordó que el Gobierno nacional tomó la determinación de certificar las reservas de gas natural al 31 de diciembre de 2009, y estas arrojaron un índice de solo 9,9 TCF, a diferencia años anteriores, cuando este indicador era manipulado para secundar el interés de algunas empresas del rubro.
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