jueves, 26 de febrero de 2015

El CIADI cierra arbitraje de PAE contra Bolivia



El Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), dependiente del Banco Mundial, dio por concluido el arbitraje iniciado por PAE contra el Estado boliviano por la expropiación de sus acciones en la petrolera Chaco.

Un comunicado de la Procuraduría General del Estado (PGE) da cuenta de que el CIADI emitió ayer una “Resolución Procesal que deja Constancia de la Terminación del Procedimiento de Arbitraje”, que inició la petrolera Pan American Energy LLC (PAE) en contra del Estado boliviano por la nacionalización de sus acciones en la empresa Chaco.

“En atención al acuerdo de las partes, el Tribunal de Arbitraje deja constancia, por medio de la presente Resolución Procesal, de la terminación del Procedimiento de conformidad con la Regla 43 (1) de las Reglas de Arbitraje del CIADI”, señala la parte resolutiva del documento.

TRIBUNAL. La resolución fue dictada por su presidente Bernardo M. Cremades, los árbitros Francisco Orrego Vicuña y Rodrigo Oreamuno, y el secretario Marco Tulio Montañez-Rumayor.

La consolidación de la nacionalización de la Empresa Petrolera Chaco (actual YPFB Chaco), el 18 de diciembre de 2014, “fue uno de los últimos grandes logros que encabezó el expresidente de YPFB, Carlos Villegas, antes de partir a Chile para una cirugía aquejado de fuertes dolores a consecuencia de la enfermedad de cáncer, del cual retornaría sin vida”, señala la PGE.

Esa fecha, el Gobierno boliviano y la petrolera argentina PAE firmaron el pago de $us 357 millones por la nacionalización de sus acciones en 2009. El monto representa menos de la cuarta parte de lo demandado por la compañía ($us 1.493 millones).

PARTICIPACIÓN. En esa ocasión, el entonces presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, pidió a la petrolera PAE una participación activa en el megacampo Margarita-Huacaya, luego de que el Gobierno hizo efectivo el pago por la expropiación de su paquete accionario en Chaco.

“PAE tiene que ratificar su protagonismo en el campo Margarita, que es en este momento uno de los más importantes que tiene Bolivia y, por lo tanto, requerimos una participación activa”, le pidió Carlos Villegas al representante de PAE, Alejandro Bulgheroni.

El Consorcio Caipipendi es operado por la española Repsol Bolivia, cuya participación accionaria es del 37,5%. Los otros socios son la británica BG Bolivia, que también tiene el 37,5%, y la argentina PAE (25%). El Bloque Caipipendi comprende los megacampos Margarita (Tarija) y Huacaya (Chuquisaca).

El Consorcio Caipipendi anunció ayer una inversión de $us 293 millones hasta 2018.

Trabajan en nuevo sistema de facturación de Emtagas

Pese al anuncio del presidente Evo Morales que la rebaja de tarifas para el gas domiciliario sería de inmediato, la Empresa Tarijeña de Gas (Emtagas) informó que el nuevo sistema de facturación entrará en vigencia recién en 45 días, es decir, a mediados de abril.

El gerente de Emtagas, Álvaro Bejarano, argumentó que se trabaja en el sistema de facturación, se debe modificar la estructura organizacional y se realizan las gestiones para aplicar el Decreto ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Explicó que también se debe analizar las categorías de consumidores de gas domiciliario, para equilibrar la disminución de ingresos que tendrá la empresa con la aplicación de la tarifa mínima de 8 bolivianos al mes.

“Mientras se realiza todo ese proceso de adecuación, la población seguirá pagando la tarifa de 17 bolivianos al mes como mínimo”, sostuvo.

La presidenta del Fedjuve, Nancy Ordoñez, indicó que se pedirá a Emtagas la aplicación inmediata y no se continúa con las gestiones ante Setar y Cosaalt para que también rebajen las tarifas mínimas de los servicios básicos.

Por su parte, el presidente del Comité Cívico, Waldemar Peralta, que impulsó las gestiones para la rebaja del precio del gas domiciliario, declaró que si bien se logró la nivelación de tarifas, ahora se exige la aplicación inmediata toda vez que se esperó casi dos años para concretar la rebaja, por lo que instó a la gerencia de Emtagas, cumplir con el decreto supremo. “La gente está esperando este beneficio y que la plata de gas llegue al hogar más humilde de inmediato, no puede ser que ahora se diga otro tiempo más, creemos que se debe empezar a aplicar este beneficio lo más antes posible”, comentó.

miércoles, 25 de febrero de 2015

Video La ANH adquirió 4 modernos drones para luchar contra el contrabando

Repsol anuncia inversión de $us 293 millones hasta 2018

Luego de la culminación de la perforación del pozo Margarita 8 con el descubrimiento del reservorio de gas natural "Santa Rosa", ubicada en el megacampo Margarita-Huacaya, la petrolera española Repsol anunció una inversión de 293 millones de dólares hasta 2018 en trabajos de exploración y explotación de gas.

Ayer se terminó de perforar el pozo Margarita 8 que se encuentra en el departamento de Tarija, que aportará 2 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas, es decir, que permitirá elevar los volúmenes de 16,5 MMmcd a 18 MMmcd con el fin de que sean destinado a Brasil, Argentina y el mercado interno, como parte de la Fase III del proyecto.

"La fase III de desarrollo de los campos Margarita-Huacaya (en el Chaco boliviano) demandará inversiones por 293 millones hasta 2018 por Repsol y sus socios", señaló el presidente de Repsol Bolivia, Guillermo Fernández.

El nuevo pozo tiene una profundidad de 5,230 metros y su perforación inició en noviembre de 2013 y concluyó en enero de este año.

El costo del trabajo fue de 101.7 millones de dólares. El pozo Margarita 8 forma parte del campo del mismo nombre que fue descubierto en 1998.

Es parte del Área de Contrato Caipipendi, que es explotada por el Consorcio Operador integrado por Repsol E&P Bolivia S.A. (37,5 por ciento-Operador), BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia (37,5 por ciento) y PAE E&P Bolivia Ltd. (25 por ciento) en el marco del contrato de operación suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Jubileo: 3 medidas paliarán baja de ingresos por el crudo



Si bien la baja del precio del petróleo provocará este año un descenso en los ingresos por el Impuesto a los Hidrocarburos (IDH), ésta se mitigará con una mayor producción de gas natural, la reducción del subsidio a los carburantes y una mayor venta de GLP, afirmó la Fundación Jubileo.

“Efectivamente habrá un impacto negativo en la recaudación de la renta petrolera por la caída de los precios del petróleo, pero esto se verá compensado por otros factores”, aseguró ayer en conferencia de prensa la especialista en Industrias Extractivas de la Fundación Jubileo, Célica Hernández.

Ante la caída de la cotización del petróleo, Hernández manifestó que las tres medidas que contrarrestarán la reducción de los ingresos que recibe el Estado boliviano por el IDH son: una mayor producción de gas natural, el descenso de la subvención de los hidrocarburos y la obtención de ingresos adicionales por una mayor exportación de gas licuado de petróleo (GLP).

La especialista hizo estas declaraciones durante el balance nacional e internacional que realizó la Fundación Jubileo sobre el efecto de la caída de los precios de los hidrocarburos.

Descenso. El 11 de febrero, La Razón informó que en enero la recaudación por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) se redujo en 12% respecto a igual periodo de 2014, al pasar de Bs 1.343,1 millones a Bs 1.181,6 millones, según datos oficiales del Servicio de Impuestos Nacionales (SIN).Hernández explicó que el impacto del descenso del precio del crudo no se registró de forma inmediata en los ingresos económicos que percibe el país porque en los contratos de venta de gas natural con Brasil y Argentina hay “mecanismos de amortiguación”.

Otro especialista en Industrias Extractivas de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, apuntó que el nivel de ingresos que percibe Bolivia por concepto de la renta petrolera depende de la producción y de los precios usados para la valoración de esa producción.

En esa línea, apuntó que la producción de gas natural se elevó en 62% en los últimos seis años, al pasar de 37 millones de metros cúbicos día (MMmcd) a más de 60 MMmcd, lo cual ha permitido tener más ingresos. Ahora, dijo que este año se prevé aumentar la producción y exportación del energético y “esto va a poder paliar en cierta medida la caída del crudo para que la reducción de los ingresos no sea tan fuerte en la economía”.

La organización agregó además que el alza de la producción de gas natural entre 2013 y 2014 ha permitido compensar los precios de exportación del energético que fueron ligeramente inferiores a los registrados en 2012, lo cual se debe a que la baja de los precios no ha sido significativa hasta hoy.

Velásquez detalló que la tendencia del precio del crudo a largo plazo es creciente, pero en el corto plazo es muy volátil porque sube y baja. Por tal razón, indicó que el Gobierno para enfrentar dicha disminución debe generar políticas para paliar esa volatilidad y estrategias a largo plazo para diversificar la economía. A ello se suma conectar otros sectores de la economía al rubro de hidrocarburos y minería.

El precio del petróleo

Posición

El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, dijo que los ingresos de los departamentos por el IDH no serán afectados pese a la baja del crudo, aunque es posible que afecte a la renta de YPFB y las operadoras.

Nuevo pozo elevará producción gasífera

- Repsol Bolivia culminó la perforación del pozo Margarita 8 con un importante éxito exploratorio, pues le permitió descubrir un nuevo reservorio de gas en la formación Santa Rosa, a más de 5.000 metros de profundidad.

- El pozo alcanzó una profundidad de 5.250 metros, confirmando la presencia de gas en el objetivo exploratorio Santa Rosa. En su conjunto tendrá una producción de 2MM3D de gas.

- La perforación del Margarita 8 se inició en noviembre de 2013 y concluyó en enero de este año, con un costo de 101,7 millones de dólares.

- Repsol Bolivia, como operador del Consorcio Caipipendi, firmó una ampliación de sus acuerdos de entrega y desde enero produce 16,5 MM3D de gas. El acuerdo establece llegar a 18 MM3D en enero de 2016.

- Esto marca el inicio de la Fase III del desarrollo de Margarita-Huacaya y reafirma el compromiso de Repsol Bolivia y sus socios con el Estado boliviano, ya que esta nueva fase demandará inversiones por 293 millones de dólares hasta 2018.

- Repsol E&P Bolivia S.A. (Repsol Bolivia) y sus socios, BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia, y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia, avanzan en el desarrollo de Margarita y Huacaya y cumplen así con el compromiso asumido con el Estado boliviano.

- La ampliación del acuerdo de entrega incorpora diferentes actividades como la perforación de dos nuevos pozos a partir de 2015; la mejora de las instalaciones de superficie y la ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta Margarita.

- La decisión de invertir de los integrantes del Consorcio Caipipendi fue ratificada ante YPFB y asegura la continuidad de los trabajos realizados desde 2010 cuando se inició el proyecto Margarita-Huacaya, en cuyas dos fases se ha completado una inversión de 1.250 millones de dólares y, hasta ahora, permitió multiplicar en ocho veces la producción de estos campos.

Pozo Margarita 8 producirá 2MM3D

Repsol Bolivia culminó la perforación del pozo Margarita 8 con éxito exploratorio, pues permitió descubrir un nuevo reservorio de gas en la formación Santa Rosa, a más de 5.000 metros de profundidad.

Ese pozo posibilita la incorporación de dos millones de metros cúbicos diarios de gas (MM3D) y garantiza la entrega de los actuales 16,5 MM3D, que el Consorcio Caipipendi produce desde enero de este año.

El anuncio se realizó en presencia del presidente, Evo Morales, quien constató el cumplimiento por parte de Repsol Bolivia y sus socios del compromiso asumido con Bolivia, a través del contrato suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Junto al primer mandatario estuvieron el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez; el presidente de YPFB, Guillermo Achá, y ejecutivos de Repsol Bolivia, señala un informe de la petrolera española.

El incremento de la producción de los campos Margarita y Huacaya se produjo tras la ampliación del acuerdo de entrega, en diciembre de 2014, que también implica elevar la producción de gas hasta 18 MM3D en enero de 2016. Esto marca el inicio de la Fase III del desarrollo de Margarita-Huacaya y reafirma el compromiso de Repsol Bolivia y sus socios con el Estado boliviano, ya que esta nueva fase demandará inversiones por 293 millones de dólares hasta 2018, señala un nota de prensa de la empresa petrolera.

MARGARITA 8

Con relación al Margarita 8, es importante destacar que el pozo original, en la formación Huamampampa, no incluía la perforación exploratoria hasta las arenas de Santa Rosa. Es a partir de los datos estructurales adquiridos durante la perforación que se pudo definir esta oportunidad exploratoria adicional en el área y se planteó el desafío técnico de comprobarla. La estructura de la formación Santa Rosa finalmente descubierta, se encuentra en el departamento de Tarija, agrega la nota de prensa.

ANTECEDENTES

La perforación del pozo Margarita 8 se inició en noviembre de 2013 y concluyó en enero de este año. Inicialmente tenía una profundidad estimada de 4.750 metros, alcanzando las arenas de Huamampampa e Icla, pero durante los trabajos se obtuvo nueva información que llevó a los socios del Consorcio Caipipendi a profundizar la perforación para explorar nuevos reservorios, lo que finalmente se logró.

La prueba de producción de gas, que se realizó entre el 14 y 18 de febrero, confirmó que el nuevo pozo alcanzó un nuevo nivel de producción en la formación Santa Rosa, a 5.250 metros de profundidad. De esta forma se puso fin a una serie de actividades que durante más de un año demandaron el trabajo de alrededor de 100 funcionarios de Repsol y de una decena de empresas contratistas.

INVERSIÓN

La perforación del Margarita 8 tuvo un costo de 101,7 millones de dólares y en los trabajos se utilizó un equipo de perforación de la empresa Petrex. Durante este período se incorporaron una serie de nuevas tecnologías con el objetivo de optimizar los tiempos de perforación y garantizar una mayor vida útil del pozo, que está proyectada a 20 años.

El éxito en este nuevo pozo forma parte de las actividades de perforación que aún se están desarrollando en el marco de la Fase II del Proyecto Margarita-Huacaya y que en las próximas semanas concluirá con los resultados de la perforación del pozo Margarita 7.

ÁREA DE CONTRATO CAIPIPENDI

El pozo Margarita 8 forma parte del campo del mismo nombre que fue descubierto en 1998. Es parte del Área de Contrato Caipipendi y está ubicado en la zona Sur de Bolivia, en el departamento de Tarija

Abarca territorio del departamento Chuquisaca y todos los reservorios del área serán desarrollados y explotados de manera integral por el Consorcio Operador integrado por Repsol E&P Bolivia S.A. (37,5%-Operador), BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Ltd. (25%) en el marco del contrato de operación suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Los campos Margarita y Huacaya constituyen en conjunto un área de explotación con una superficie de 123,000 hectáreas donde a la fecha existen 6 pozos –con una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros– los que fueron perforados entre 1998 y 2013. La planta Margarita inició sus operaciones en 2004.

martes, 24 de febrero de 2015

Hallan nuevo pozo de gas que aumenta producción del campo Margarita

Repsol Bolivia anunció este martes la culminación de la perforación del pozo Margarita 8 con el descubrimiento de un nuevo reservorio de gas en la formación Santa Rosa, a más de 5.000 metros de profundidad.

Este pozo, ubicado en el departamento de Tarija, posibilita la incorporación de dos millones de metros cúbicos diarios de gas (MMmcd), alcanzando los 18 MMmcd y garantiza la entrega de los actuales 16,5 MMmcd que el Consorcio Caipipendi produce desde enero de este año.

El anuncio se realizó en presencia del presidente Evo Morales, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez; el presidente de YPFB, Guillermo Achá, y ejecutivos de Repsol Bolivia.

El incremento de la producción de los campos Margarita y Huacaya se produce tras la ampliación del acuerdo de entrega entre el Estado y Repsol, en diciembre de 2014, que también implica elevar la producción de gas hasta 18 MMmcd en enero de 2016.

"Esto marca el inicio de la Fase III del desarrollo de Margarita-Huacaya y reafirma el compromiso de Repsol Bolivia y sus socios con el Estado boliviano", ya que esta nueva fase demandará inversiones por 293 millones de dólares hasta 2018, declaró la empresa en un comunicado.

Margarita 8

La estructura de la formación Santa Rosa descubierta se encuentra en el departamento de Tarija. La perforación del pozo se inició en noviembre de 2013 y concluyó en enero de este año.

Inicialmente tenía una profundidad estimada de 4.750 metros, alcanzando las arenas de Huamampampa e Icla, pero durante los trabajos se obtuvo nueva información que llevó a los socios del Consorcio Caipipendi a profundizar la perforación para explorar nuevos reservorios, lo que finalmente se logró, según la información brindada por la empresa.

La prueba de producción de gas, que se realizó entre el 14 y 18 de febrero, confirmó que el nuevo pozo alcanzó un nuevo nivel de producción en la formación Santa Rosa, a 5.250 metros de profundidad. De esta forma se puso fin a una serie de actividades que durante más de un año demandaron el trabajo de alrededor de 100 funcionarios de Repsol y de una decena de empresas contratistas.

La perforación del Margarita 8 tuvo un costo de 101,7 millones de dólares y en los trabajos se utilizó un equipo de perforación de la empresa Petrex. Durante este período se incorporaron una serie de nuevas tecnologías con el objetivo de optimizar los tiempos de perforación y garantizar una mayor vida útil del pozo, que está proyectada a 20 años.

Aún se están desarrollando perforaciones en el marco de la Fase II del Proyecto Margarita-Huacaya y que en las próximas semanas concluirá con los resultados de la perforación del pozo Margarita 7.

Área de Contrato Caipipendi

El pozo Margarita 8 forma parte del campo del mismo nombre que fue descubierto en 1998. Es parte del Área de Contrato Caipipendi y está ubicado en la zona sur de Bolivia, en el departamento de Tarija. También abarca territorio del departamento Chuquisaca y todos los reservorios del área serán desarrollados y explotados de manera integral por el Consorcio Operador integrado por Repsol E&P Bolivia S.A. (37,5%-Operador), BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Ltd. (25%) en el marco del contrato de operación suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Los campos Margarita y Huacaya constituyen en conjunto un área de explotación con una superficie de 123,000 hectáreas donde a la fecha existen 6 pozos –con una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros – los que fueron perforados entre 1998 y 2013. La planta Margarita inició sus operaciones en 2004.

Sector petrolero consume el 25% del total del diésel

Con el consumo total de 12,3 millones de litros de diésel oil durante solo el mes de diciembre de 2014, quedó establecido que el sector petrolero es el que absorbe el 25% del producto, seguido por el transporte con un 21,5%, la construcción con 15,3%, la electricidad con el 14,75%, y en quinto lugar la agricultura con el 14,17%.

Los datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dan cuenta además de que la minería (2,6%) y las industrias (6,5%)también son los sectores que demandan consumo de diésel. Sin embargo, se concluye que la agroindustria concentra un consumo del 21%, aún inferior a la actividad petrolera.

La tendencia del consumo mensual, como reflejan los datos de la ANH, durante toda la gestión 2014 fue invariable. "Eso significa que el consumo de diésel no es exclusivo solamente del sector agroindustrial de Santa Cruz.

"La primera conclusión es que el diésel va a muchos sectores comenzando por la propia actividad petrolera. Eso nos dice que el beneficio de la subvención no solo es al sector agroindustrial de Santa Cruz sino a varios sectores económicos. Por eso es difícil eliminar un subsidio tan importante". señaló Armando Méndez, Economista.

En cuanto a la subvención. El precio medio del diésel en todo el mundo es de 0,95 centavos de dólar por litro, en cambio, Bolivia subvenciona alrededor de $us 0,46 centavos por litro, al vender el producto para consumo interno en $us 0,50, como reflejan los indicadores de Global Petrol Prices. "Queda claro que otros sectores grandes que desarrollan inversión, sobre todo pública, como es el sector petrolero, ocupa el consumo de diésel. Por ahora, por la caída del precio del petróleo la situación parece favorable", señaló Germán Molina, economista de la Fundación Milenio.

En referencia al consumo global de carburantes en el país, el diésel ocupa 15,68% de lo que demanda el mercado interno.

Según el presupuesto General del Estado (PGE), para la subvención del diésel se ha previsto un gasto de $us 400 millones.

Panorama
Otros contextos que inciden en el diésel

Actividad. El consumo del diésel en la actividad petrolera tiene que ver con todas las inversiones que se desarrollan en el sector, en movimiento y desplazamiento de maquinarias.

Agroindustria. Según la ANH, la actividad agrícola e industrial del país en diciembre demandó un consumo global del 21%. Por lo que, según los expertos, no todo este sector es el que más consume diésel.

Sector maderero. Los datos de la ANH reflejan cero consumo de diésel en este sector en el mes de diciembre. Sin embargo, durante el año tuvo un consumo mensual de 250 mil litros promedio.
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Hidrocarburos abre oficina en Bermejo

Con la finalidad de impulsar, evaluar y analizar los proyectos hidroeléctricos en la región sur del departamento, el Ministerio de Hidrocarburos anunció la apertura de una oficina en Bermejo para lo cual se conformó un equipo técnico de trabajo.

Se trata de estudios para los proyectos de hidroeléctricas en el río Pilcomayo, río Pilaya, Itau, Carrizales, Puerto Margarita y en el río Bermejo para la hidroeléctrica de Arrazayal, Cambari y Las Pavas.

El ministro de Hidrocarburos, Luís Alberto Sánchez, explicó que se identificó que en la zona sur del país hay importantes proyectos hidroeléctricos, motivo por el cual el equipo que trabajará en Bermejo estará conformado por académicos tarijeños, reforzados por técnicos de Ende-Valle Hermoso, que son especialistas en el área.

Indicó que el alcance de la oficina es el estudio y evaluación a fin de identificar en qué estado están los proyectos y lograr licitar por lo menos una planta hidroeléctrica este año en Tarija.

Sánchez indicó que todos los proyectos se encuentran en etapa de estudio y se prevé inversiones millonarias. “Se tiene identificado los potenciales, tenemos que trabajar para convertir a Tarija en un centro energético, tomando en cuenta que Tarija representa el 70 por ciento en generación de hidrocarburos (…)”, manifestó en conferencia de prensa.

En ese sentido, agregó que el próximo domingo se tendrá la presencia del presidente Evo Morales en la representa de Huacata, municipio de San Lorenzo, para definir los proyectos complementarios y analizar la factibilidad de usar las aguas en la generación de energía eléctrica.

“En Huacata los técnicos de Ende verán los alcances del estudio para instalar un sistema de generación hidroeléctrica lo más antes posible, que según estudios preliminares se habla de generar entre 5 y 7 megavatios de electricidad de forma inmediata”, dijo.

EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS

Asimismo, Sánchez se refirió que el plan inmediato para la exploración de hidrocarburos este año contempla 86 proyectos en 63 áreas y la meta es llegar al 2020 con un incremento de al menos siete TCF.

Indicó que en el caso particular del departamento de Tarija hay campos que están en etapa de administración y falta la aprobación de la Asamblea Plurinacional para la protocolización. Se trata de la exploración en Sunchal, San Telmo- Artillero, Sanandita por iniciar las actividades operativas, Huacareta que se prevé iniciar la exploración sísmica en agosto e Iñiguazú. También se prevé exploración en los campos en desarrollo como Margarita y Sábalo.

Contradicción oficial sobre avance de obras en Bulo Bulo

YPFB informó que el avance físico del proyecto de la Planta de Amoniaco y Urea es 64.4% y no registra ningún contratiempo, confirmó el presidente de la estatal, Guillermo Achá Morales.

El viceministro de Industrialización, Comercialización y Transporte, Álvaro Arnez Prado, informó la semana pasada que la Planta de Urea y Amoniaco, ubicada en la región de Bulo Bulo (Cochabamba), tiene un retraso de seis a ocho meses por causa de las lluvias.

“A finales de 2013 y en la gestión 2014 ha habido algo extraordinario con el tema de lluvias en esa región (…) entonces estamos tratando de afinar un poco el cronograma, esperamos que el retraso oscile entre seis a ocho meses, pero lo que vamos a tratar de hacer conforme pasa el tiempo es ir acelerando todos los procesos para minimizar este retraso”, manifestó Arnez a Erbol.

AVANCE

La autoridad indicó que el proyecto tiene, sin embargo, un avance general de 61% que incluye “la ingeniería, que está completa, la procura y construcción, que estamos tratando de acelerar”, aunque “las obras civiles son las que presentan el mayor retraso”.

“Con la humedad del terreno el pilotaje ha sido completamente complejo, inclusive hemos tenido que desplazar ciertas locaciones, y por este grado de complejidad en las obras civiles hay el retraso, pero obviamente afinar el cronograma es prioridad número uno”, indicó.

MONTAJE

“Se han concluido: la adaptación de la tecnología, la ingeniería básica y la ingeniería de detalle en su totalidad. La construcción y montaje de esta planta, que producirá urea en el primer semestre del 2016, presenta un gran avance”, indicó el presidente de YPFB.

La empresa contratista Samsung Engineering Co. LTD reportó los siguientes avances: el Paquete de Diseño de Proceso (PDP 100%), FEED (Front end Engineering Design 100%), ingeniería de detalle (100%), procura (78.2%) y construcción (32.1%) de éste complejo petroquímico de fertilizantes.

INVERSIÓN

La inversión total de este proyecto asciende a $us 876 millones, que están destinados a las ingenierías, procura de equipos, construcción, gasoducto de interconexión, acceso vial y fiscalización. Se estima que el complejo petroquímico empezará a operar a partir del 2016.

QUIEBRA

Consultado Achá sobre la situación de la empresa Taein, subcontratista de la empresa Samsung Engineering, la autoridad explicó que la misma entró en quiebra y salió de la construcción; sin embargo, los trabajos a cargo de esta empresa, así como los trabajadores de esta, están siendo absorbidos por las empresas Serpetbol y Gerimex contratadas por Samsung.

EMPLEO

El ejecutivo dijo que resultaba “irrisorio pensar que un problema con una subcontratista de 350 personas, que ha sido resuelto de manera inmediata, podría afectar a una obra donde se encuentran más de 20 empresas”. Señaló que con las actividades de construcción se emplea y beneficia a más de 2.207 personas. Por lo explicado, en cuanto a avance de la obra se refiere, Achá manifestó que se cumplen las metas planificadas en la construcción del complejo petroquímico.

ADENDA

Arnez señaló que los técnicos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), ante el retraso de la obra, realizan la reprogramación del cronograma de labores de la planta de Bulo Bulo con miras a firmar una adenda al contrato con la coreana Samsung, que se adjudicó la construcción de la planta, para garantizar la producción de urea y amoniaco hasta mediados de 2016.

AFINAR RETRASOS

“Todo está ligado a lo que es afinar ese cronograma, pero de manera inicial avizoramos (la firma de) una adenda, pero descartamos la firma de un nuevo contrato. La nueva adenda será en función al cronograma porque se tienen que afinar los retrasos, las horas hombre que se tenían planificadas se han incrementado y eso hace que se extienda un poco más el tiempo del proyecto”, manifestó.

DATOS SELECIONADOS

- La empresa surcoreana Samsung Engineering Co. LTD se adjudicó, en agosto de 2012, la construcción de la Planta de Urea y Amoniaco, y junto a la empresa fiscalizadora Bureau Veritas Argentina SA, realiza el trabajo por un total de $us 862,5 millones

- La firma de una adenda contemplará a esos dos operadores, luego de que se tenga el cronograma de labores replanteado, dijo el pasado 10 de febrero el viceministro Álvaro Arnez.

- “Se está incrementando el tiempo de la construcción, entonces esto incrementa también lo que son horas hombre y el tema de la logística (…) entonces cuando tengamos el cronograma replanteado y afinado, recién plantearemos la cifra de la adenda”, que significa un monto adicional al fijado inicialmente en el contrato.

- Arnez aclaró que este tipo de retrasos no fue planificado ni está contemplado en las cláusulas del contrato, pero por ser de fuerza mayor, el Gobierno firmará la adenda para “garantizar la puesta en marcha de la planta”.

lunes, 23 de febrero de 2015

Cobertura de gas natural llega al 83% en Tarija

A escala nacional, Tarija es el principal departamento en cobertura de gas natural, con alrededor del 83 por ciento de su población que cuenta con este servicio en sus domicilios, reveló el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.
“Hoy, la ciudad de Tarija tiene 82 por ciento de cobertura y el departamento alrededor del 83 por ciento”, indicó la autoridad al programa ‘El pueblo es noticia’, trasmitido por los medios estatales.
De acuerdo con los datos oficiales, proporcionados por el Ministro, esta cobertura se traduce en 48.000 usuarios, de los cuales 2.000 son comerciales e industriales, y el resto familiares.
Esto resalta la importancia del Decreto Supremo 2267, que reduce en casi 50% la tarifa de gas domiciliario en Tarija y se nivela con el resto de los departamentos.
Sánchez señaló que la norma permite que casi el 90% de los usuarios de gas natural se beneficie con esta reducción de tarifas (que se baja en un promedio de 17 a 8 bolivianos), que la tarifa comercial se mantenga y que sólo en una parte del sector industrial se haga un ajuste.
Precisó que de las 127 industrias, tres que consumen más de 420.000 pies cúbicos serán incluidas en la tarifa nacional. Hasta antes del decreto éstas pagaban 1,50 bolivianos el millar de pie cubico, ahora pagarán 1,70 el millar de pie cúbico.

Gas natural llegará a 100.000 nuevos usuarios

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación invertirá este año 200 millones de dólares para la expansión de la cobertura de gas natural y beneficiará a unas 100.000 personas.
“YPFB tiene una inversión de 200 millones de dólares. Pensamos incrementar unos 100.000 nuevos usuarios, al margen de las 27 poblaciones que están en GNL”, anunció el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.
Hasta el año 2006 en el país había 26.000 usuarios, y el año pasado se elevaron a casi 2 millones de usuarios.
Del mismo modo, se incrementó la demanda de gas natural en el mercado interno, pasando de 3 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en 2006 a 12 MMmcd en 2014.
A demás de ello, en septiembre de 2014 se inició el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que beneficiará a 27 poblaciones intermedias. Villazón y Tupiza son las primeras beneficiadas.

Cada año se consumen 0,8 TCF de gas
Cada año alrededor de 0,8 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas natural se consumen tanto en el mercado nacional como en Brasil y Argentina, indicó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.
YPFB realizó al 31 de diciembre de 2013 la certificación de reservas. Con ese estudio se anotaron 10,45 TCF de gas natural.
Bolivia exporta a Argentina 16 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), a Brasil 31,55 MMmcd y el mercado interno demanda 12 MMmcd.
“Al año Bolivia consume alrededor 0,8 TCF, es decir si tenemos 10,45 TCF y consumimos 0,8 TCF, tenemos los 10,45 TCF para más de 13, 14 años para garantizar el suministro para el mercado interno y la exportación”, afirmó.
Para elevar el nivel de las reservas, el Gobierno, a través de YPFB, invertirá 5.000 millones de dólares en el próximo quinquenio a fin de adicionar 7 TCF a las reservas de gas.

domingo, 22 de febrero de 2015

La exploración en Perú atrae $us 26.100 millones para 5 años

Según la Guía para la Inversión en Gas y Petróleo en el Perú 2015/2016, elaborada por la consultora ex Ernst & Young (EY), con el apoyo de Perupetro y el Ministerio de Relaciones Exteriores, a 2020, las inversiones vinculadas al gas y petróleo por 26.100 millones de dólares que recibiría Perú le permitirían cubrir el crecimiento de la demanda energética, estimado en 112% para 2025.
La inversión que prevé disponer el vecino país quintuplica los 5.000 millones de dólares que pretende invertir Bolivia en exploración de 2015 a 2020. Esto, de acuerdo a las declaraciones del nuevo ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez; todo con el fin de aumentar en siete trillones de pies cúbicos (TCF) las reservas de gas natural bolivianas.
Alto atractivo
Según el documento, Perú está "en una posición expectante”, por su atractivo y potencial, debido a las 18 cuencas petrolíferas no exploradas, la licitación de nuevos lotes, la infraestructura de gasoductos y refinerías, entre otros. De hecho, la entidad estatal promotora de la inversión privada en hidrocarburos, Perupetro, descartó que se postergue el proceso de licitación de un paquete de siete lotes de exploración petrolera en la selva peruana, ante la fuerte baja del precio del petróleo.
El gerente de promoción y comunicaciones de esa institución, Óscar Miro, dijo que se mantuvo el interés de los inversionistas y que ya hay cerca de 15 empresas de distintos países interesadas en participar en el proceso que se lanzó en diciembre pasado y se cierra en mayo de este año.
La pasada semana, con motivo de la posesión de la nueva ministra de Energía y Minas, Rosa María Ortiz, el expresidente de Perupetro, Aurelio Ochoa, recalcó que a la nueva autoridad le espera la importante labor de convencer a las empresas que en Perú sí hay potencial petrolero. "Tenemos que ponernos las ‘pilas alcalinas’, porque el sector Hidrocarburos adolece, y tenemos menos competencia frente al vecino”, indicó Ochoa.
La presentación de la Guía para la Inversión en Gas y Petróleo en el Perú se hizo en la sede de la Cancillería peruana frente a muchos representantes del Ministerio de Relaciones Exteriores, Perupetro y de la firma EY.

Inversiones en ascenso
En 2014, las inversiones en hidrocarburos llegaron a 1.008 millones de dólares en exploración y explotación.
Si bien esa cifra es menor a lo reportado en 2013, cuando se dispuso de 1.250 millones, lo alcanzado en 2014 es cinco veces más alto que hace 10 años. Sin embargo, el estudio mencionado pronostica que el crecimiento del sector hidrocarburos se desacelerará este año y pasaría de una expansión de 3,9% en 2014 a 3,2% este año, y se repondrá en 2016 hasta alcanzar una expansión de 5%.
Se prevé un crecimiento sostenido de la demanda, que alcanzará un consumo de hidrocarburos líquidos de 339 mil barriles por día (BPD) en 2025; en la actualidad ese consumo es de 209 mil BPD. Mientras que la demanda de gas natural subirá de 1.900.000 millones de pies cúbicos por día a 2.400.000 dentro de 10 años.

Planta de Bulo Bulo dejará ingresos por $us 500 millones para la Llajta

La planta de urea de Bulo Bulo generará ingresos por aproximadamente 500 millones de dólares para el departamento de Cochabamba, informó el director de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de Cochabamba, Rolando Rioja.

La empresa contratista Samsung Engineering Co. LTD reportó un 64 por ciento de avance global de la construcción de la planta, dijo también el directivo.

La planta de urea de Bulo Bulo, de la región del trópico de Cochabamba, producirá 756 mil toneladas métricas anuales (TMA) de fertilizantes.

El 20 por ciento de su producción será para el mercado interno y el 80 por ciento , para la exportación, de acuerdo con las proyecciones de YPFB, comentó al respecto Rioja.

VISITA El próximo viernes 27 de febrero, YPFB organizará una visita a la planta de urea junto a los medios de comunicación, anunció la autoridad petrolera.

“Vamos a visitar la planta para ver el avance de obras y conocer los trabajos de ingeniería que se hacen”, dijo Rioja.

sábado, 21 de febrero de 2015

Precio de barril del crudo está en la línea de los $us 50

El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) bajó ayer un 1,60 % y cerró en $us 50,34 el barril, en una jornada de gran volatilidad que acabó generando una pérdida semanal del 4,62 %.

La jornada tuvo fuertes altibajos en la cotización del precio y al final terminó con pérdidas, en una sesión que, al igual que en el mercado bursátil, se estaba siguiendo de cerca la evolución de la negociación de Grecia con sus socios de la eurozona.

Los contratos de gasolina para entrega en marzo subieron 2 centavos hasta $us 1,64 el galón. /EFE

Gas domiciliario El Gobierno revirtió 87.750 hectáreas mineras ociosas

Más de 45.000 usuarios de Tarija se beneficiarán con la reducción de las tarifas de gas domiciliario en cerca del 50%, informó ayer el Gobierno. El miércoles pasado se aprobó el Decreto Supremo 2267, que dispone la medida de reducción.
"Las familias tarijeñas que pagaban unos 17 bolivianos por mes en su consumo de gas domiciliario, ahora sólo pagarán ocho bolivianos, lo que representa cerca del 50% de disminución en el pago de la factura”, afirmó el viceministro de Industrialización de Hidrocarburos, Álvaro Arnez.
Las nuevas tarifas del servicio básico entrarán en vigencia en los próximos dos meses, luego de que la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas) realice su facturación y ésta sea aprobada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
La industria tarijeña seguirá pagando 1,5 dólares (Bs 10,44) frente a los 1,7 dólares (Bs 11,83) que se paga en el país, sólo las dos grandes industrias del departamento, la peruana fábrica de Cementos El Puente, parte de Soboce, e IABSA pagarán a partir de ahora 1,7 dólares por millar de pie cúbico (mpc).
El Decreto Supremo 2267 establece la nivelación de precios y tarifas de gas domiciliario en Tarija con el resto del país, que representa la reducción en casi el 50% en el consumo mensual.
El presidente Evo Morales afirmó que la reducción de las tarifas de gas domiciliario en Tarija responde a pedidos de la población y a negociaciones entabladas entre YPFB y Emtagas, compañía que administra el suministro de gas en esa región.

Informe YPFB Planta de Amoniaco y Urea registra avance del 64%

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que el avance físico del proyecto de la Planta de Amoniaco y Urea es de 64.4% y no registra ningún contratiempo, confirmó el presidente de la estatal, Guillermo Achá Morales.

"Se han concluido: la adaptación de la tecnología, la ingeniería básica y la ingeniería de detalle en su totalidad. La construcción y montaje de esta planta, que producirá urea en el primer semestre del 2016, presenta un gran avance", indicó Achá.

La empresa contratista Samsung Engineering Co. LTD reportó los siguientes avances: el Paquete de Diseño de Proceso (PDP 100%), FEED (Front end Engineering Design 100%), ingeniería de detalle (100%), procura (78.2%) y construcción (32.1%) de éste complejo petroquímico de fertilizantes.

La inversión total de este proyecto asciende a $us 876 millones, que están destinados a las ingenierías, procura de equipos, construcción, gasoducto de interconexión, acceso vial y fiscalización.

EN 2014, BOLIVIA PERCIBIÓ $US 179 MM MENOS QUE EN 2013

El Gobierno había anticipado que los efectos de la caída del petróleo se sentirían a fines de este año.

Una mala noticia es que Bolivia dejó de percibir, en 2014 alrededor de 179 millones de dólares por la venta de gas natural a Brasil, debido a la caída del precio internacional del petróleo. Una buena noticia es que el saldo comercial entre ambas naciones continúa favorable para Bolivia con cerca a 2.165 millones de dólares.

Sin embargo, si se descontara la venta de gas natural boliviano al vecino país, el saldo comercial sería negativo en 1.585 millones de dólares, debido principalmente a un incremento escalonado de las importaciones.

Un informe del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) señala que las compras de productos brasileños en 2010 llegaron a 1.010 millones de dólares y en la gestión precedente ascendieron a 1.653 millones.

SUBE LA PRODUCCIÓN y CAE EL PRECIO. Un reciente informe de la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) señala que el promedio de la producción bruta en el tercer trimestre de 2014 llegó a 62,41 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), volumen superior al promedio del primer y el segundo trimestres.

En tanto, la producción bruta promedio interanual de gas natural entre enero-septiembre de 2013 y enero-septiembre de 2014, se incrementó en 6,63%; en julio se registró el promedio máximo de producción con 63,23 MMm3/día.

Los volúmenes diarios que se exportaron al mercado brasileño, a través del contrato YPFB–Petrobras (GSA) "mostraron estabilidad a lo largo de estos nueve meses, con un promedio de volúmenes diarios superiores a los 31,7 MMm3 que se registraron durante todos los días. El volumen más bajo se presentó el 14 de junio con 30,7 MMm3 y los volúmenes más altos se registraron los días 15 y 16 de febrero, 4, 5, 6 y 9 de marzo, 10, 11 y 12 de junio con 33,9 MMm3".

Sin embargo, el precio empezó a registrar una caída, precisamente en el mes de septiembre.

Sobre la base del reporte de la estatal, se puede apreciar que el precio ponderado de venta de gas al Brasil en enero de 2013 se ubicaba en 9,09 dólares por millón de BTU (British Thermal Unit, medida de energía), en julio de ese año cayó a $us 8,86, en enero de 2014 cayó a $us 8,79 y en septiembre se registró el precio más bajo con $us 8,60. Los precios "son calculados y aplicados de forma trimestral, conforme a lo estipulado en el contrato suscrito con Petrobras".

8.60 dólares por millón de BTU (British Thermal Unit) fue el precio más bajo del gas en 2014.

EL DESTINO DEL GAS.

Según el reporte de YPFB, la mayor parte de la producción de gas natural se destina a la exportación. El 96,68% de la producción se entrega al ducto para los mercados interno y externo.

LOS TRES SECTORES

> La comercialización de gas en el mercado interno se divide en tres grandes sectores: eléctrico; residencial, comercial, industrial y transporte vehicular; y consumidores directos.

> En promedio, el consumo del mercado interno, a septiembre de 2014, alcanzó a 10,25 MMm3/día, lo que significa un incremento del 12,87% respecto al mismo periodo de 2013.



> El sector con mayor incidencia en este crecimiento fue el eléctrico con una participación del 5.7%, seguido por gas por redes y consumidores.

UN RECIENTE INFORME DE YPFB SEÑALA QUE EL VOLUMEN PROMEDIO DE GAS NATURAL FACTURADO A BRASIL, durante el periodo enero-septiembre de 2014, se incrementó en 4,79% en relación a similar periodo de 2013 y alcanzó el mayor valor promedio en el mes de agosto con 34,29 MMm3/día y el menor valor promedio en enero con 32,22 MMm3/día.

LOS MAYORES CAMPOS PRODUCTORES. El informe de YPFB, al tercer trimestre de la gestión precedente, indica que los campos de mayor producción de gas natural, en ese orden, fueron Sábalo y Margarita-Huacaya, que representa el 30,5% y 25,1% respectivamente de la extracción total.

viernes, 20 de febrero de 2015

ANH secuestró 56.000 litros de combustible

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a través de la Dirección de Operaciones de Interdicción de Hidrocarburos (DOIH), secuestró 56.000 litros de diesel oil y gasolina especial, en el altiplano paceño.

El combustible confiscado fue trasladado en cisternas de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a la Planta de Senkata, en El Alto, para su comercialización.

Personal de la DOIH y del Comando Andino de las Fuerzas Armadas depositaron el combustible secuestrado en el Regimiento de Infantería “Ayacucho” de Achacachi y Regimiento Caballería “Lanza” de Guaqui, donde se contabilizó el carburante para su trasladado a la Planta de YPFB.

También se secuestraron dos vehículos que trasladaban el carburante, uno de ellos tenía incorporado un tanque adicional de diesel.

El director de la DOIH de la ANH, Jaime Cuéllar, explicó que los 56 mil litros secuestrados son resultado de operativos de control desarrollados en el altiplano paceño de enero de este año a la fecha.

El carburante iba a salir del país a través del contrabando “hormiga”, vale decir en bidones, botellas de refresco y bolsas, su destino era Perú y Chile.

Reconocen que planta de urea tiene retraso de 6 a 8 meses

El viceministro de Industrialización, dependiente del Ministerio de Hidrocarburos, Álvaro Arnez Prado, informó ayer que la planta de urea y amoniaco, ubicada en la región de Bulo Bulo (Cochabamba), tiene un retraso de seis a ocho meses por causa de las lluvias.

“A finales de 2013 y en la gestión 2014 ha habido algo extraordinario con el tema de lluvias en esa región (…). Entonces estamos tratando de afinar un poco el cronograma, esperamos que el retraso oscile entre seis a ocho meses, pero lo que vamos a tratar de hacer conforme pasa el tiempo es ir acelerando todos los procesos para minimizar este retraso”, manifestó Arnez a Erbol.

Nuevas tarifas de gas regirán recién desde abril

Tras el anuncio del presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales Ayma, del Decreto Supremo 2267, sobre la nivelación de precios en la tarifa de gas domiciliario para el Departamento de Tarija, el usuario en esta región recién podrá palpar este beneficio desde abril, porque la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, debe aprobar la nueva facturación.

Facturación.-
El viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Arnez Prado, dijo que las nuevas tarifas de gas domiciliario en el Departamento de Tarija, entrarán recién en vigencia en los próximos dos meses, luego de que la Empresa Tarijeña del Gas, Emtagas, realice su nueva facturación y la misma sea aprobada por la reguladora nacional.
"Una vez aprobado este Decreto Supremo por nuestro Presidente, Emtagas trabaja en su facturación y a su vez debe ser autorizada por la ANH y este procedimiento dura máximo dos meses".
Según Arnez, para financiar la reducción de las tarifas de gas domiciliario, se acordó que Emtagas nivele también el cobro por el suministro de gas a las industrias, tomando en cuenta que pagaban menos que el resto del país.
“Para este año prevé concretar alrededor de 80.000 nuevas instalaciones de gas domiciliario a nivel nacional, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, YPFB”.
Arnez, resaltó que la reducción de las tarifas de gas domiciliario en Tarija responde a pedidos de la población y de acuerdos arribados con Emtagas, empresa que administra el suministro de ese energético.
El secretario de Hidrocarburos y Minería, Fernando Vega Ibarra, aseguró que la nivelación de tarifas a mitad de su costo actual, fue trabajado desde el año 2014 por la Gobernación y el Gobierno Nacional. Vega se olvidó del pedido de cívicos y otros representantes de la nivelación tras hacerse pública la información por los medios de comunicación.

el
dato

Según disposiciones transitorias del decreto supremo 2267, existe un plazo de 45 días calendario, a partir de la publicación, para que la ANH y la Empresa Tarijeña de Gas, Emtagas, realicen las acciones necesarias para dar cumplimiento de la presente norma.

miércoles, 18 de febrero de 2015

Repsol proyecta invertir este año 185 millones de dólares

La compañía Repsol aprobó para este año una inversión de 185 millones de dólares, recursos que serán destinados principalmente a la conclusión de la perforación de los pozos Margarita 7 y Margarita 8, y a la perforación de dos nuevos pozos.
Del total de ese dinero, la firma distribuirá más de 54 millones de dólares al bloque Caipipendi, ubicado entre Tarija y Chuquisaca, donde están los campos Margarita y Huacaya.


"Cabe destacar que la inversión total que se realizará en Caipipendi alcanzará los 145 millones de dólares y contempla el aporte de Repsol Bolivia, y sus socios BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia”, detalla una nota de prensa enviada a este medio.
En el bloque Mamoré, en Cochabamba, donde la compañía es operadora y tiene el 100% de participación, invertirá 27 millones de dólares, en el área se continuará con las intervenciones de pozos para optimizar la producción y mejoras en las instalaciones de superficie.
También, informa que Repsol Bolivia trabaja en el desarrollo y la optimización de la producción en las áreas que opera, con el objetivo de cumplir con los compromisos asumidos con el Estado boliviano y así reemplazar los reservorios que ingresan en fase de agotamiento.
Por ejemplo, el año pasado logró un aumento de la producción de gas y líquidos en Caipipendi, asimismo se siguieron actividades de sísmica 2D y 3D, labor que demuestra el interés de la compañía y sus socios en la búsqueda de oportunidades exploratorias y de desarrollo para el bloque.
Los campos Margarita, junto a Sábalo y San alberto, son los tres mayores productores de hidrocarburos en los que Bolivia sustenta su economía, porque entregan el 70% del total de la producción, que en la actualidad está en 60 millones de metros cúbicos día (MMmcd).
Cantidad que se destinan a los mercados de exportación (Argentina y Brasil, ambos cerca de 50 MMmcd) y al interno, en un promedio de 10 MMmcd.
En 2014 la compañía programó 200,3 millones de dólares, para áreas operadas y no operadas.
De ése monto total, 79 millones de dólares se destinaron en el área Caipipendi y 47 millones para Mamoré; a ésos dos montos anteriores se añade 74,1 millones de dólares invertidos junto a YPFB en proyectos de YPFB Andina.
En el caso de Caipipendi se realizó la adquisición y el trabajo de campo de la sísmica 3D y 2D en el norte y sur del yacimiento con el objetivo de establecer nuevas oportunidades de desarrollo en el futuro, menciona la nota.
También, se inició la perforación de los pozos Margarita 7 y Margarita 8 que permitirán mantener los volúmenes de producción. En el caso de Mamoré, se continuó con el plan de desarrollo para elevar la producción de líquidos, con la perforación de los pozos Surubí-D5; Surubí-BB112; Surubí Noroeste 5, y Surubí Noroeste 4 y mejora de instalaciones.







El área operada
Bloque En el área Caipipendi, ubicada entre Tarija y Chuquisaca, se halla el megacampo Margarita-Huacaya, donde la firma tiene una participación del 37,5% del paquete accionario; BG Bolivia, 37,5%, y PAE el restante 25%.
Riqueza La producción del campo gasífero Margarita-Huacaya, a fines de 2013 subió de 10,8 a 15 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), aunque su meta de producción es de 13 MMmcd, según el compromiso que tiene con YPFB.
Descripción Margarita y Huacaya constituyen en conjunto un área de explotación con una superficie de 123.000 hectáreas. Existen seis pozos en producción, con una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros. En la actualidad se perforan los pozos Margarita 7 y 8.


La operadora concentra
su RSE en varios grupos

La empresa Repsol Bolivia destacó ayer que la Responsabilidad Social empresarial (RSE) es un concepto integral que cruza a las diferentes actividades de la compañía e impacta a diferentes grupos como comunidades, trabajadores, medio ambiente, seguridad y proveedores, entre otros.
En ese marco, afirmó la empresa mediante un comunicado de prensa que durante este año se continuará trabajando junto a las comunidades en el marco de los acuerdos de "amistad y cooperación”, que definen acciones que responden a las expectativas de los pobladores y que se concentran en áreas de salud, educación y desarrollo productivo.
En ésta última se destacan proyectos como la producción de miel y de artesanías en las comunidades guaraníes vecinas al bloque Margarita, en Tarija.
También está la capacitación que se les hace a las mujeres de las comunidades Manko Capac e Isarzama, zonas vecinas a los campos Paloma y Surubí, ubicados en Cochabamba, en áreas técnicas de corte y confección.
Paralelamente, informó que la compañía seguirá trabajando en la aplicación de su sistema de reclamación en áreas operativas, que permite atender las inquietudes de diferentes grupos y actuar preventivamente ante posibles situaciones de riesgo.
Dentro de la actividad propia de la empresa, se refuerza los procedimientos en áreas como seguridad con el objetivo de fortalecer la cultura preventiva y remarcar que lo más importante es la seguridad de las personas y las instalaciones, resaltó.
Con relación a sus trabajadores, Repsol Bolivia desarrolla una serie de acciones en el marco de su certificación de Empresa Saludable e impulsa la conciliación de trabajo y familia.

Gobierno reduce casi a la mitad las tarifas de gas domiciliario en Tarija

El Gobierno aprobó hoy el Decreto Supremo 2267, que establece la reducción aproximadamente en 50% de las tarifas de gas domiciliario en el departamento sureño de Tarija, es decir de 17 a 8 bolivianos mensuales en promedio, como se paga en el resto del país, anunció el presidente Evo Morales.

"En resumen, pagaban 17 bolivianos por mes, ahora pagarán el término medio de 8 bolivianos mes, esa es la nivelación del consumo del precio de gas a nivel nacional", explicó en conferencia de prensa.

Según Morales, hasta un 85% de las familias tarijeñas se beneficiarán con las nuevas tarifas de gas domiciliario, tomando en cuenta que esa es la cobertura del servicio que se tiene en esa región sureña. Por otro lado, el Mandatario anunció que el sector industrial que opera en el departamento de Tarija también será beneficiado con un "tratamiento especial" en el consumo de gas por redes, aspecto que no incluirá al Gas Natural Vehicular (GNV).

El Presidente explicó que la reducción de las tarifas de gas domiciliario en Tarija responde a pedidos de la población y a negociaciones entabladas entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas), compañía que administra el suministro de gas domiciliario en esa región del país.

lunes, 16 de febrero de 2015

Petróleo sube en mercados europeo y estadounidense

Los precios del petróleo seguían subiendo el viernes al final de los intercambios europeos, ayudados por los recortes presupuestarios de los productores, que podrían estrechar la oferta a largo plazo, y por una bajada de la producción en Irak.
Hacia las 17H00 GMT, el barril de Brent del Mar del Norte para entrega en abril valía 61,19 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres, un alza de 1,89 dólares respecto al cierre del jueves. El precio del barril de Brent superó la barrera de los 60 dólares sobre las 08H30 GMT, por primera vez desde diciembre de 2014.


El petróleo terminó al alza el viernes en Nueva York, alentado por las esperanzas sobre una reducción de la producción de crudo en Estados Unidos tras una nueva disminución del número de pozos en explotación.
El precio del barril de "light sweet crude” (WTI) para entrega en marzo avanzó 1,57 dólares a 52,78 dólares.
Reducciones de los gigantes
Los gigantes del petróleo, como Total, BP y Royal Dutch Shell, anunciaron reducciones en sus presupuestos para inversión y exploración, algo que, según los operadores, podría traer un déficit de la oferta de crudo en el mercado.
Los precios del crudo también se beneficiaron de la reducción de las exportaciones iraquíes "que se redujeron de 400 mil barriles diarios en enero”, según analistas de PVM.
Commerzbank considera, no obstante, que "la pujanza del precio del petróleo es desconcertante, dado el exceso de oferta, como lo refleja el rápido aumento de las reservas de crudo estadounidenses”.
La semana pasada, las reservas estadounidenses aumentaron 4,9 millones de barriles, contra una subida prevista por los expertos de 3,6 millones, a 417,9 millones, según cifras publicadas por el Departamento estadounidense de Energía (DoE).
Las reservas alcanzaron un nuevo récord desde 1982, cuando comenzaron las publicaciones semanales del DoE y desde noviembre de 1930 en base a datos mensuales anteriores, cuando había alcanzado 517,021 millones.





Crudo en alza
Londres El viernes el barril de Brent del Mar del Norte para entrega en abril valía 61,19 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres, 1,89 dólares más respecto al cierre del jueves.
Nueva York El precio del barril de "light sweet crude” (WTI) para entrega en marzo avanzó 1,57 dólares hasta 52,78 dólares.
Reservas La semana pasada, las reservas estadounidenses aumentaron 4,9 millones de barriles, contra una subida prevista por los expertos de 3,6 millones, a 417,9 millones.

domingo, 15 de febrero de 2015

Hay 11,5 millones de litros de gasolina y diésel por día

La estatal petrolera YPFB garantiza la provisión de carburantes en el territorio nacional.

La empresa destinó un volumen de 5.835.872 litros de diésel; 5.742.600 de gasolina y 124.300 garrafas de GLP por día con el objetivo de atender la demanda del mercado interno durante las fiestas carnavaleras, según un informe de la petrolera.

El incremento significa un 20% de diésel y de gasolina y un 13% de GLP.
Asimismo, las plantas de almacenaje y engarrafadoras del país estarán disponibles en horarios extendidos, el día domingo y feriados.

Aumenta la demanda
Los argumentos del incremento obedecen al crecimiento de la demanda por el feriado de Carnaval.

La gerencia nacional de comercialización de la estatal petrolera, señala que los volúmenes estarán disponibles en las plantas y podrán ser puestos a disposición de los surtidores y distribuidores de GLP cuando así lo requiera el mercado nacional.

Con esta acción también se pretende incrementar los saldos operativos para garantizar la disponibilidad de producto para su distribución, todo esto en el marco del plan de abastecimiento que encara YPFB.

Exportación de GLP
Las ventas de gas licuado de petróleo (GLP) bordearán los $us 200 millones el próximo año, según el viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Arnez.

Las dos plantas separadoras de líquidos, Río Grande de Santa Cruz y Gran Chaco de Tarija, aportarán con su producción para comercializar el GLP a los países vecinos.

“En 2015, estamos viendo con la planta de Río Grande, que recibiríamos aproximadamente 25 millones de dólares y si incluimos la puesta en marcha de Gran Chaco en los próximos meses estaríamos con 200 millones de dólares”, destacó el viceministro.

YPFB y subsidiarias cambian el tablero de las inversiones

La corporación YPFB y las subsidiarias mueven el tablero de las inversiones en el país y buscan consolidar los megaproyectos del sector.

La instructiva del nuevo presidente de la casa matriz, Guillermo Achá, es contundente. Se deben cumplir todas las inversiones en exploración y las de industrialización para consolidar a Bolivia como centro energético de la región.

Lo que preocupa es que los actuales campos en producción de gas comienzan a ingresar en declinación comercial.

Los años 2017 y 2019 son considerados clave para los volúmenes de gas boliviano.

No por nada la principal subsidiaria de la corporación, YPFB Andina, ya trazó su horizonte para la gestión 2015 que se caracterizará por un agresivo impulso a la exploración y explotación de hidrocarburos.

En materia de inversiones, se tiene programado ejecutar un presupuesto de $us 228,6 millones, de los cuales $us 128,9 millones serán para proyectos en áreas operadas y 99,6 millones a inversiones en San Alberto y San Antonio (inversión a la participación de YPFB Andina, 50%), según informó la firma.

En las áreas San Alberto y San Antonio, se prevé ejecutar inversiones orientadas a atenuar la declinación natural del campo San Alberto y extender el plateau (alcanzar al máximo) de producción de San Antonio.

Entre los principales proyectos mencionan el sistema de compresión y perforación del pozo SAL-18 en el campo San Alberto, y los proyectos de perforación del pozo SBL-6 y optimización del sistema de inyección en el campo San Antonio.

También destaca el agresivo plan de exploración en las áreas exploratorias Carohuaicho 8B, 8C y Oriental.

De igual manera, se destacan el proyecto de sísmica 2D (Sararenda) y la perforación de 6 pozos exploratorios y de avanzada en las áreas Río Grande, La Peña, Los Sauces, Yapacaní y Boquerón.

YPFB Chaco y las otras firmas
El ejecutivo de YPFB Chaco, Carlos Sánchez, sin mencionar cifras de inversión, precisó que este año tienen un portafolio nutrido en exploración. Adelantó que los montos serán superiores a la de 2014 y la apuesta se centra en las regiones de Santa Cruz, Chuquisaca y parte de Cochabamba.

YPFB Transporte, a través de su principal ejecutivo, Christian Inchauste, indicó que el monto de inversión ronda los $us 135 millones siendo su proyecto principal el gasoducto de 24 pulgadas Incahuasi-Cochabamba.

Las inversiones serán superiores un 50% en comparación al 2014.

La gerenta general de GTB, Katya Diederich, informó de que invertirán $us 14 millones en la continuidad de las operaciones.

Por su lado, Fernando Salazar, ejecutivo de YPFB Petroandina, dijo que la apuesta grande es Lliquimuni. La inversión es de $us 54 millones.

Ley de Incentivos
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, anunció que en las próximas semanas se presentará, en coordinación con YPFB, un proyecto de ley de incentivos a la exploración, que no incorpora el diferimiento del pago de regalías ni del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) a las gobernaciones y alcaldías.

Según el ministro, la meta es aumentar las reservas de gas natural en 7 trillones de pies cúbicos (TCF) hasta 2020.

Al 31 de diciembre de 2013, las reservas probadas de gas natural de Bolivia se cifraron en 10,45 TCF y las canteras probadas de petróleo condensado en 211,45 millones de barriles.

En criterio del analista Álvaro Ríos, YPFB Andina y YPFB Chaco deberían asociarse al capital privado internacional que está presente en el país, de manera de diversificar el riesgo y detonar mayor exploración.

Asegura que los programas que presentan las dos empresas no son suficientes para encarar la tarea exploratoria requerida.

Tarija sede del Encuentro de Proveedores de YPFB

El Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó que el próximo 24 de febrero se llevará a cabo el “Encuentro de Proveedores de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación” con las empresas del departamento de Tarija. “Tarija, como el mayor productor de gas y condensado del país y al estar en esta región los grandes megacampos hidrocarburíferos, hemos visto por conveniente que el Encuentro de Proveedores organizado por YPFB llegue también a este departamento”.



Requerimientos

Este evento socializa los requerimientos en bienes, servicios, obras, equipos y otros materiales, relacionados con las actividades que desarrolla la estatal petrolera; asimismo esta actividad permitirá presentar preliminarmente las demandas que podrán ser licitadas en la feria de contrataciones denominada “YPFB Compra 2015”.

El Ministro Sánchez expresó “hacemos una invitación extensiva a todas las grandes y pequeñas empresas de Tarija, Yacuiba, Villa Montes, Bermejo, Caraparí, Palos Blancos, Entre Ríos y los otros municipios, a participar en este Encuentro de Proveedores, así apoyamos a los empresarios bolivianos y en este caso al empresariado tarijeño”.

Los requerimientos de la estatal petrolera se enmarcan en diferentes rubros, como construcción, servicios ambientales, informática, seguros, servicios petroleros, transporte, importaciones, fabricación de repuestos, servicios generales y todos los que coadyuven en las actividades de la cadena hidrocarburífera del país.

“En el encuentro las empresas interesadas podrán conocer la normativa y los procedimientos de los procesos de adquisición y contratación de YPFB. Además podrán registrarse en la base de datos de YPFB como proveedores”, remarcó Sánchez.

Participarán de esta actividad, YPFB Casa Matriz y sus empresas subsidiarias YPFB Transierra, YPFB Andina, YPFB Chaco, YPFB Transporte, YPFB Refinación, YPFB Logística, YPFB Petroandina y YPFB Aviación, además de las empresas afiliadas Gas TransBoliviano (GTB), Central Bulo Bulo y Flamagas.

sábado, 14 de febrero de 2015

Confían en inversiones de BG Bolivia y Gazprom

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, garantizó ayer que el proceso de exploración de gas y petróleo seguirá avanzando con millonarias inversiones comprometidas por empresas extranjeras, como la rusa Gazprom y la británica BG Bolivia.

Sánchez se refirió al tema, después de una reunión protocolar con representantes de la empresa rusa Gazprom, encabezada por Vladimir Voevoda, primer director adjunto del Departamento de Relacionamiento Corporativo de esa empresa multinacional.

“En el área Huacareta se iniciarán actividades sísmicas de exploración desde agosto, a través de la empresa BG Bolivia. Asimismo, iniciará actividades de exploración en el Bloque Azero la empresa Gazprom y Total. Seguimos avanzando en la búsqueda de nuevas reservas hidrocarburíferas”, remarcó Sánchez.

El Ministro de Hidrocarburos invitó a Gazprom a extender su participación en la exploración de hidrocarburos en el país y abrió las puertas para invertir en proyectos de industrialización, desarrollo de campos maduros y capacitación de recursos humanos bolivianos en Rusia.

Encuentro con Proveedores de YPFB en Tarija será el 24 de febrero

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó ayer que el próximo 24 de febrero se realizará el Encuentro con Proveedores de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en Tarija.

Sánchez destacó que realizar ese encuentro en Tarija "es conveniente" porque esa región es la mayor productora de gas condensado y es sede de los mega campos hidrocarburíferos más grande del país.

El ministro recordó que ese evento socializa los requerimientos en bienes, servicios, obras, equipos y otros materiales, relacionados con las actividades que desarrolla YPFB.

Anuncian inversiones millonarias en exploración hidrocarburífera

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, garantizó ayer que el proceso de exploración de gas y petróleo seguirá avanzando con millonarias inversiones comprometidas por empresas extranjeras, como la rusa Gazprom y la británica BG Bolivia.

Sánchez se refirió al tema, después de una reunión protocolar con representantes de la empresa rusa Gazprom, encabezada por Vladimir Voevoda, primer Director Adjunto del Departamento de Relacionamiento Corporativo de esa empresa multinacional.

"En el área Huacareta se iniciarán actividades sísmicas de exploración desde agosto, a través de la empresa BG Bolivia. Asimismo iniciará actividades de exploración en el Bloque Azero la empresa Gazprom y Total. Seguimos avanzando en la búsqueda de nuevas reservas hidrocarburíferas", remarcó Sánchez.

El Ministro de Hidrocarburos invitó a Gazprom a extender su participación en la exploración de hidrocarburos en el país y abrió las puertas para invertir en proyectos de industrialización, desarrollo de campos maduros y capacitación de recursos humanos bolivianos en Rusia.

Anunció que "pronto" se firmará un convenio entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Gazprom, como resultado de las reuniones que se realizaron en diciembre de 2014, cuando llegó al país una delegación de alto nivel de la estatal rusa, aunque no detalló las características del nuevo acuerdo.

Expectativa oficial en Huacareta y Bloque Azero

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, explicó que avanza el proceso de exploración de hidrocarburos en el país. “En el área Huacareta se iniciarán actividades sísmicas de exploración desde agosto, a través de la empresa BG Bolivia. Asimismo, próximamente iniciarán actividades de exploración en el Bloque Azero, la empresa Gazprom y Total. Seguimos avanzando en la búsqueda de nuevas reservas hidrocarburíferas”. En este último, la inversión comprometida es de $us 130 millones.

Ayer jueves, el ministro Sánchez tuvo una visita protocolar con representantes de la empresa rusa Gazprom encabezada por Vladimir Voevoda, primer director adjunto del Departamento de Relacionamiento Corporativo.

La autoridad invitó a la estatal rusa a ampliar su participación en exploración de hidrocarburos, también dejó la puerta abierta para los proyectos de industrialización de hidrocarburos, el desarrollo de campos hidrocarburíferos maduros y la capacitación de recursos humanos en Rusia.

CONVENIO

Según informó el ministro pronto se firmará un convenio entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación y la rusa Gazprom, como fruto de las reuniones que se realizaron en diciembre pasado cuando arribó al país una delegación de alto nivel de la estatal rusa.

“Gazprom a través de GP Exploración y Explotación SL (Sucursal Bolivia) próximamente iniciará las actividades de exploración en el Bloque Azero, el cual es compartido con Total E&P Bolivie” explicó el ministro Sánchez.

El área Azero se encuentra ubicada en los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca para la Fase 1 de exploración (5 años de duración) la empresa tiene un compromiso de inversión de 130 millones de dólares.

ÁREA HUACARETA

En lo que respecta al Área Huacareta, el ministro expresó: “En esta área se pretende encontrar un megacampo, esto por las características geológicas de la zona”. El área Huacareta se encuentra ubicada en los departamentos de Tarija y Chuquisaca tiene una extensión de 453.750 hectáreas.

“En el marco de la política de responsabilidad con la seguridad energética, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía junto a YPFB tienen planificado invertir en el próximo quinquenio aproximadamente 5.000 millones de dólares, con la posibilidad de incrementar en siete trillones de pies cúbicos (en sus siglas en inglés TCFs) las reservas de gas en el país”, concluyó el ministro Sánchez.

viernes, 13 de febrero de 2015

Al mes se venden 242 MM de litros de gasolina y diésel

Las estaciones de servicio conectadas en línea al B-Sisa comercializan un promedio mensual de 242 millones de litros de diésel y gasolina especial en el país, señala la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

La información da cuenta que, a través de Boliviana de Sistemas de Autoidentificación (B-Sisa), el consumo promedio mensual de gasolina especial llega a 115 millones de litros, de diésel oil a 127 millones y de gas natural vehicular (GNV) a 48 millones de metros cúbicos.

La ANH indica que al mes controla medio millón de transacciones de combustible mediante el B-Sisa, que cuenta con la conectividad de 548 estaciones de servicio de las 556 que operan en el territorio nacional.

El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, se reunió el jueves con el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, para informarle que la implementación del proyecto B-Sisa se encuentra en la última etapa de conectividad e integración de las estaciones de servicio en todo el país.

Esta medida posibilitará contar con datos en tiempo real de todas las transacciones de venta de diésel oil, gasolina y GNV que serán reportadas al Centro de Procesamiento de Datos de la ANH, manifestó Medrano.

Asimismo, el ejecutivo explicó que el mayor problema de conectividad al sistema fue la variedad de software utilizados por las estaciones de servicio, que en muchos casos no contaban con las condiciones técnicas para adecuarse al sistema.

Por ello, añadió, técnicos informáticos de la ANH desarrollaron un propio Sistema de Gestión que fue incorporado de manera gratuita en las estaciones. “Hemos tenido dificultades de orden técnico, porque el 70% de las estaciones tienen diferentes software y el 30% están utilizando el sistema de la ANH. Se ha tenido que adecuar, asesorar y hasta realizar el trabajo en el lugar”.

Santa Cruz encabeza el consumo de combustibles

Santa Cruz es el que va primero en el país en cuanto a consumo de combustibles con una presencia promedio del 37% a nivel nacional tanto en diésel oíl, gasolina premium y gas natural vehicular (GNV). Solo en los carburantes líquidos el país consume al mes alrededor de 242 millones de litros, con un promedio diario de 8 millones de litros.

Según el informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el B-Sisa reporta que estaciones de servicio conectadas en línea dan cuenta del consumo promedio mensual de 115 millones de litros de gasolina especial, 127 millones de litros de diésel oíl y 53,8 millones de metros cúbicos de GNV.

Detalles. Del total del consumo nacional de combustible, Santa Cruz cuenta el 35,27% en diésel, equivalente a 44 millones de litros por mes. En gasolina Santa Cruz consume un 32,54% del total, lo cual representa 37,5 millones de litros por mes. Y en GNV 39,98% del total de 21 millones de metros cúbicos.

"Lo que pasa es que todo se debe a la pujanza de Santa Cruz. Tiene el mayor consumo de combustibles líquidos y GNV, dada su vocación productiva (agrícola -pecuario) la misma que se ve reflejada por ser el primer departamento en generar alimentos para el país", señaló Susy Dorado, presidente de la Asociación de Surtidores de esta región del país.

Además, Dorado resaltó que ese primer lugar tiene que ver también con la mayor presencia de estaciones de servicios que el 2014 se tradujo en 26 nuevas instalaciones.

Flujos. Gary Medrano, director Ejecutivo de la ANH, informó que dicha instancia de regulación controla medio millón de transacciones de combustible al día y 12.5 millones al mes a través del B-Sisa (Boliviana de Sistemas de Autoidentificación). Dicho mecanismo electrónico, además, cuenta con la conectividad de 548 estaciones de servicio de las 566 que operan en el país.

Asimismo, citó que la implementación del proyecto B-Sisa se encuentra en la última etapa de conectividad e integración de las estaciones de servicio en el país, lo que posibilitará contar con datos en tiempo real de todas las transacciones de venta de diésel oíl, gasolina y gas natural vehicular que serán reportadas al Centro de Procesamiento de Datos de la ANH. "El mayor problema de conectividad al sistema fue la variedad de software utilizados por las estaciones de servicio, que en muchos casos no contaban con las condiciones técnicas para adecuarse al sistema", puntualizó.

Santa Cruz
EL último trimestre fueron los picos más altos de consumo

Gasolina. Los picos altos en el consumo de gasolina el 2014 fue en octubre y diciembre alcanzando el año pasado a 43 millones de litros/mes.

Diésel Oíl. El consumo más alto se ha registrado en octubre pasado con 56 millones de litros/mes.

GNV. El pico de consumo alto fue en diciembre con 23 millones de metros cúbicos.

Limitaciones. El 70% de las estaciones tienen diferentes software y el 30% están utilizando el sistema de la ANH. Ahora está en fase final de conectividad al 100%.

Largas filas para pago de gas domiciliario

Decenas de ciudadanos debieron realizar ayer una extensa fila en puertas de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para pagar el servicio de gas domiciliario.

Muchos de ellos aseguraron que no pudieron realizar la cancelación en entidades bancarias debido a la falta de actualización del sistema.

Para los usuarios de gas domiciliario los sistemas de pago de esta entidad no estarían actualizados en el sistema bancario, donde de manera constante les indican que ellos, como usuarios, no se encuentran registrados o el mismo no los identifica, pero llegan las boletas de Yacimientos con el corte del suministro, aspecto que genera una pérdida de tiempo y procesos burocráticos que perjudican a más de ocho distritos urbanos.

“En los bancos hasta la factura se acaba, parece que les dejan sólo un rollo y nos dicen que tenemos que volver porque no tienen boletas. Además, que en algunos bancos no tienen el sistema conectado”, explicó uno de los usuarios.

“Los bancos incluso no logran leer adecuadamente el sistema, porque nos dicen que no hemos pagado o que no estamos en el sistema o están fuera de servicio, pero cuando llegamos a yacimientos, esta entidad nos indica que estamos en mora y que nos cortarán el suministro”, indicó Juan Condori.

Los usuarios, durante la extensa fila de los usuarios del servicio básico, lamentaron tener que realizar una extensa fila en Yacimientos para cancelar las facturas de este servicio o poder verificar si ya se encuentran en sistema después de haber sido instalados con el gas domiciliario luego de un mes de servicio. Mientras que mantienen su recelo por el servicio de la banca que en más de 20 casos explicados, señalan que el sistema no es el adecuado por generar mayor incertidumbre y desinformación, con el riesgo de enfrentar el corte de suministro de gas domiciliario.

“Hace 39 días que no estoy en sistema, me indican que tengo una deuda de tres meses y que arreglarán el sistema, que existe un responsable a cargo, pero esta persona no se encuentra, por lo tanto debo volver nuevamente mañana”, afirmó Guillermo Copa, otro usuario afectado.

Entretanto, en las puertas de Yacimientos el personal de seguridad daba cuenta que funcionarios de esta instancia no pueden dar a conocer las razones por las cuales no se efectúa adecuadamente la cancelación en el sistema bancario, siendo sólo el personal de la oficina central de La Paz, la encargada de responder a los medios de comunicación.

B-Sisa tendrá control del 100% de los surtidores desde abril

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) tiene previsto terminar hasta abril de este año con la instalación del B-Sisa (Boliviana de Sistemas de Autoidentificación) en el 100% de las estaciones de servicio de combustible del país, tomando en cuenta que hasta la fecha se llegó a cubrir a alrededor del 97% de los surtidores.

El B-Sisa tiene la finalidad de regular, supervisar, controlar y fiscalizar la comercialización de carburantes subvencionados por el Estado, con la finalidad de frenar el contrabando y fortalecer la seguridad ciudadana.
De acuerdo a los datos de la ANH, en la actualidad existen en operación 566 estaciones de servicio, de las que 548 -alrededor del 97%- ya tienen instalado el sistema del B-Sisa y en funcionamiento, es decir que la entidad reguladora recibe información diaria del número de compra y venta de combustibles.
consumo de combustible
En este marco, la entidad reguladora informó que controla medio millón de transacciones de combustible al día y 12,5 millones al mes a través del B-Sisa.
Los resultados obtenidos del B-Sisa dan cuenta que del consumo promedio mensual de gasolina especial que alcanza a 110 millones de litros; de diesel oíl, 125 millones de litros; y de Gas Natural Vehicular (GNV), 48 millones de metros cúbicos.
El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, explicó que el mayor problema de conectividad al sistema fue la variedad de software utilizados por las estaciones de servicio, que en muchos casos no contaban con las condiciones técnicas para adecuarse al sistema, por lo que técnicos de la reguladora desarrollaron un propio sistema que fue incorporado de manera gratuita en las estaciones.
“Hemos tenido dificultades de orden técnico porque el 70% de las estaciones tienen diferentes software y el 30% están utilizando el sistema de la ANH, se ha tenido que adecuar, asesorar (...) ahora estamos en la fase final de conectividad luego vendrá el sostenimiento del sistema y tendremos la posibilidad de contar con datos exactos y reales de la comercialización de combustible”, indicó Medrano.
Para la conectividad del sistema B-Sisa se utiliza la fibra óptica de la Empresa Nacional de Telecomunicaciones (Entel) que tuvo que crear una red privada para la ANH.
Medrano dijo que también se desarrollaron diferentes enlaces como conexiones satelitales.
La entidad estatal procedió al colocado de las tarjetas ´tag` en los parabrisas de los vehículos, el cual permite recoger información en un surtidor.

jueves, 12 de febrero de 2015

YPFB acelera producción

El Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó que para atenuar los efectos de la baja cotización del petróleo en el mercado internacional, se prevé incrementar la producción de gas natural en alrededor de 2 millones de metros cúbicos día, que significará un ingreso extra de alrededor de $us 100 millones.

“Uno es que vamos a aumentar la producción. Vamos a aumentar posiblemente 2 millones de metros cúbicos más (de gas natural) y esos serán ingresos nuevos, alrededor de 100 millones de dólares”, explicó, en declaraciones a los medios.

Asimismo, asumió también otras medidas. Dijo que la planta Gran Chaco-Carlos Villegas comenzará a operar a mediados de este año, con lo que se exportará 100 toneladas métricas día de Gas Licuado de Petróleo (GLP), que derivará en más recursos para el país.

También dijo que se acondicionará y ampliarán las refinerías de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para disminuir el impacto que podría traer el desplome del precio del petróleo Intermedio de Texas (WTI), tomando en cuenta que Bolivia exporta gas natural en base a esa cotización.

miércoles, 11 de febrero de 2015

GUILLERMO ACHÁ PRESIDENTE INTERINO DE YPFB “Las empresas de YPFB realizarán contrataciones transparentes”

A seis días de que el presidente Evo Morales posesionara a Guillermo Achá como interino de YPFB, en reemplazo del fallecido Carlos Villegas, el ejecutivo confirma la continuidad de las inversiones de la corporación y de las subsidiarias.

¿Cómo se garantiza la continuidad de los trabajos en YPFB?
La continuación del trabajo está garantizada, nosotros tenemos objetivos claros que debemos cumplir en un corto plazo. Este 2015 hay que cumplir una inversión de 2.400 millones de dólares en toda la actividad de hidrocarburos. En enero hemos cumplido a cabalidad las inversiones pues hemos efectuado un 97% del total programado. El objetivo más importante es cumplir las inversiones en exploración y las de industrialización. En un corto plazo vamos a comenzar las actividades de comercialización de la planta Gran Chaco. Esperamos muy pronto tener una buena producción de GLP a partir de la puesta en marcha de la planta y consolidar a Bolivia como un país que abastece de energía a todos los países de la región.

Se habla de algunos cambios en los directorios de las empresas subsidiarias. ¿Cuál es la situación?
Ha habido un cambio que es la designación del gerente general de YPFB Andina. El ex ministro de Hidrocarburos Juan José Sosa ocupa ese cargo en reemplazo de Ortiz. Lo que queremos es mantener el plan de trabajo desarrollado con el compañero Carlos Villegas. Vamos a dar continuidad a las políticas de las empresas subsidiarias y se mantendrán los directorios.

¿Cuál es el impacto del precio del petróleo en el país?
Vamos a aplicar los mecanismos necesarios para hacer frente a la baja del precio. Todas las inversiones que vamos a realizar hace que soportemos la caída de precios.

En la actualidad, ¿cómo está la producción de gasolina y diésel en las refinerías?
Desde octubre de 2014 las refinerías vienen aportando una producción muy importante con 20 millones de litros mensuales de diésel a partir de la refinería Gualberto Villarroel, es decir, dejamos de importar 20 millones de litros de diésel. Esto va a continuar. El programa de inversiones de las refinerías también debe garantizar que dejemos de importar gasolina.

¿Cómo encara los procesos de corrupción?
Todo sigue su curso en el ámbito de la Fiscalía. Ahora queremos que todas las empresas de la corporación puedan realizar sus contrataciones de manera transparente, cumpliendo las normas y buscando mejores oportunidades de precios de los proveedores.

Los ingresos por el IDH disminuyen 12% en enero



En enero de este año, la recaudación por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) disminuyó en 12% respecto a similar periodo de 2014, al haber pasado de Bs 1.343,1 millones a Bs 1.181,6 millones, de acuerdo con datos oficiales del Servicio de Impuestos Nacionales (SIN).

El año pasado, los ingresos por el IDH se incrementaron apenas en 0,38% con relación a 2013. En dicho periodo, la recaudación aumentó de Bs 15.542,6 millones a Bs 15.601,9 millones, se lee en el último reporte de la administración tributaria publicado en su página web.

El IDH se aplica sobre la producción de hidrocarburos y se distribuye a gobernaciones, municipios, universidades públicas, Tesoro General de la Nación (TGN) y al Fondo Indígena.

La producción y comercialización de gas natural en enero de 2015 alcanzó un promedio de 56,7 millones de metros cúbicos día (MMmcd), según datos oficiales de YPFB Transporte.

El 84,3% de los volúmenes del energético fue enviado a los mercados de Brasil y Argentina, con los que se tienen firmados contratos de compra y venta, y el restante 15,7% fue comercializado en el mercado interno.

Volúmenes. El 4 de febrero, La Razón informó que YPFB comercializó a Brasil un promedio de 31,2 MMmcd de gas natural debido a la alta demanda que se tuvo en ese país en la generación termoeléctrica. Mientras, el volumen exportado a Argentina se situó en promedio en 14,6 MMmcd del energético.

La empresa Petróleo Brasileiro SA (Petrobras) demandó en enero un mínimo de 29,1 MMmcd del energético y un máximo de 31,8 MMmcd. En promedio, el volumen comercializado a ese mercado alcanzó los 31,2 MMmcd de gas natural.

Respecto a las exportaciones a la Argentina, los datos muestran que el volumen mínimo exportado a ese mercado fue de 5,2 MMmcd y el máximo de 16,3 Mmmcd. En promedio, durante el primer mes de la presente gestión, los volúmenes comercializados llegaron a 14,6 MMmcd.

El 29 de noviembre de 2014, el entonces presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga, indicó que la caída de los precios del petróleo —cuya fluctuación tiene directa relación con los ingresos que obtiene el país por la exportación del gas natural— se sentirá en el país recién a partir del primer trimestre de 2015, y en caso de que las cotizaciones bajen aún más Bolivia podría utilizar las Reservas Internacionales Netas (RIN).

El precio del barril de petróleo se desplomó desde mediados de 2014 por una sobreoferta en el mercado.

Recaudación crece en 3% en el primer mes del año

Miguel Lazcano

Aunque hubo una caída en los ingresos por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), la recaudación tributaria en el primer mes de esta gestión se incrementó en 3% respecto a igual periodo de 2014, informó el Servicio de Impuestos Nacionales (SIN).

En dicho periodo de análisis, los ingresos impositivos pasaron de Bs 3.881,4 millones a Bs 3.997,9 millones, precisó el presidente ejecutivo del SIN, Erik Ariñez Bazán.

“El crecimiento sostenido de las recaudaciones tributarias es producto de la buena salud de la economía boliviana y de las tareas desarrolladas por los servidores públicos del SIN en el control, seguimiento y fiscalización tributaria”.

Planta Gran Chaco Espera iniciar en junio la producción de GLP

El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Guillermo Achá, informó ayer que máximo hasta el mes de junio arrancarán con los primeros volúmenes de producción de Gas Licuado de Petroleo (GLP) emergente de la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco "Carlos Villegas".

La planta, inaugurada en octubre 2014 "en fase de prueba" en la ciudad de Yacuiba (Tarija, es la mayor inversión de YPFB hasta el momento.

"En corto plazo vamos ha iniciar con la actividad comercial de la Planta Gran Chaco. Esperamos antes del primer semestre tener la producción de GLP y tener a Bolivia como un país que abastece a toda la región sudamericana", puntualizó. YPFB prevé $us 2.400 millones de inversión sobre todo en proyectos de exploración.

Bolivia asegura pago del gas enviado a la Argentina por cinco años

Las petroleras de Bolivia y Argentina suscribieron este miércoles en Santa Cruz de la Sierra una adenda al contrato de compra venta de gas natural mediante la cual se otorga garantía del pago por los próximos cinco años.

El acuerdo lo suscribieron el presidente de YPFB, Guillermo Achá, con su homólogo de la empresa argentina Enarsa, Wálter Fagyas. Nos complace saber que todos los compromisos que tenían como Argentina se están cumpliendo para poder cumplir los volúmenes de exportación de gas. De igual forma nosotros estamos tomando todas las previsiones para cumplir el contrato que tenemos con ustedes (ENARSA)”, explicó Achá.

El año pasado Bolivia exportó a la Argentina en promedio 15,6 millones de metros cúbicos diarios (MCD) y las ventas de gas natural al vecino país alcanzaron un monto de 2.226 millones de dólares, indica YPFB enun comunicado.

YPFB Corporación invita al Tercer Encuentro con Proveedores

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos invita a las empresas bolivianas y extranjeras al tercer Encuentro con Proveedores que se realizará en la ciudad de Santa Cruz el próximo 10 de febrero, desde las 08:00 horas, en el Salón Chiquitano de la Expocruz.


YPFB organiza por tercera vez este evento que reúne a todas las empresas de la Corporación con el objetivo de dar a conocer los requerimientos en bienes, servicios, obras, equipos y otros materiales, relacionados con las actividades que desarrollan sus empresas; asimismo esta actividad permitirá presentar preliminarmente las demandas que podrán ser licitadas en su feria de contrataciones denominada “YPFB Compra 2015”.

En la oportunidad, la corporación estatal realizará la presentación del Programa Anual de Contrataciones 2015 y del Sistema Informático de Contrataciones durante esta jornada.

Así también, las empresas interesadas podrán conocer la normativa procedimientos de los procesos de adquisición y contratación de YPFB. Podrán registrarse como proveedores en una base de datos de YPFB Corporación.

Los requerimientos de la estatal petrolera se enmarcan en diferentes rubros, como la construcción, servicios ambientales, informática, seguros, servicios petroleros, transporte, importaciones, fabricación de repuestos, servicios generales y todos los que coadyuven en las actividades de la cadena hidrocarburífera del país.

Feria de YPFB
YPFB Corporación emprende esta actividad en el marco de su política corporativa de adquisición de bienes y contratación de servicios que promueve la libre participación de los proveedores nacionales e internacionales.



YPFB Corporación

En este evento, expondrán sus requerimientos YPFB Casa Matriz, las empresas subsidiarias YPFB Transierra, YPFB Andina, YPFB Petroandina, YPFB Chaco, YPFB Transporte, YPFB Aviación, YPFB Logística y las empresas afiliadas Gas Transboliviano, Central Bulo Bulo y Flamagas.

ANH instala B-Sisa en todos los surtidores de Oruro

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) controla en línea el 100% de la venta de combustible (gasolina, diesel oíl y gas natural vehicular) en el departamento de Oruro, después de completar la conectividad e integración de 31 estaciones de servicio al B-Sisa (Boliviana de Sistemas de Autoidentificación).

El director de la ANH, Gary Medrano, dijo que se completó la integración de todas las estaciones de servicio en el departamento de Oruro al Sistema B-Sisa, además del puesto de venta en la población de Orinoca, lo que constituye un “regalo” para el departamento en sus 234 años de grito libertario, por el aporte que significa el sistema en lo referido a la seguridad ciudadana.
El sistema reporta un promedio de 18.500 transacciones diarias en 31 estaciones de servicio que reportan en tiempo real la venta de combustible que es almacenado en el Centro de Procesamiento de Datos de la ANH.
“Estamos llegando al objetivo final de una cobertura total de control de la venta de combustible en las estaciones de servicio en todo el país, cumpliendo toda la aplicación del B-Sisa, y luego entraremos en la fase de sostenimiento del sistema, lo importante es su funcionamiento correcto”, dijo Medrano.
La autoridad señaló que el Sistema B-Sisa será fundamental para la seguridad durante las fiestas de carnaval en Oruro, por el gran movimiento de motorizados que acuden a esa región.

YPFB y ENARSA firman Adenda de garantía de pago por los próximos cinco años

Los presidentes de Yacimientos Fiscales Petrolíferos Bolivianos (YPFB Corporación), Guillermo Achá y de Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), Walter Fagyas, suscribieron este miércoles una tercera Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural que avala la continuidad por cinco años más la obligación de ENARSA, de otorgar a YPFB una Garantía de pago por la compra del energético.

“Esta adenda marca también un hito en la solidificación de esa alianza. Nos complace saber que todos los compromisos que tenían como Argentina se están cumpliendo para poder cumplir los volúmenes de exportación de gas. De igual forma nosotros estamos tomando todas las previsiones para cumplir el contrato que tenemos con ustedes (ENARSA). Es una prioridad el mercado argentino por la relación cordial que se tiene que mantener entre estos dos países”, explicó Achá.

Se consolida la integración energética
La suscripción de la tercera Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito en octubre de 2006, consolida la integración energética entre Bolivia y Argentina, basada en la exportación de Gas Natural al vecino país.

La firma de la Tercera Adenda, realizada en instalaciones de la Casa Ejecutiva de YPFB en la ciudad de Santa Cruz y con presencia de miembros del Directorio de YPFB, se efectivizó gracias a las reuniones sostenidas entre autoridades y equipos técnicos de ambas empresas, en el marco de lo estipulado en el Contrato, garantizando de esta manera el suministro de Gas Natural boliviano a la República Argentina. El 20 de enero de 2015 el Directorio de la estatal petrolera boliviana, autorizó al presidente Achá la suscripción de la Tercera Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y ENARSA.

Incremento en las ventas de gas
Durante la gestión 2014, por la comercialización de Gas Natural en el ámbito del Contrato YPFB – ENARSA, se facturó más de $us 2.226 millones, equivalente a la exportación de aproximadamente 5.709 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), siendo el promedio diario 15,64 MMmcd. Los volúmenes de exportación previstos para el año 2015 se encuentran entre 14,5 MMmcd y 17,6 MMmcd, que son los compromisos de recepción y entrega para ENARSA y YPFB, respectivamente. Para el año 2021 este volumen estará entre a los volúmenes de 19,4 y 23,5 MMmcd.

Inversiones en el sistema de transporte
Para cumplir con la exportación en los volúmenes señalados se realizaron inversiones en los sistemas de transporte de ambos países. En el caso de Bolivia, se han realizado inversiones importantes con la construcción del Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA), siendo su capacidad actual de 22 MMmcd, con un monto ejecutado de de $us 65 millones.

Por su parte, el Estado argentino también realizó las gestiones para la inversión en un nuevo sistema de compresión en la estación de REFINOR, y la construcción del Gasoducto Noreste Argentino (GNEA).

martes, 10 de febrero de 2015

Demanda da un estirón al crudo

El precio del petróleo subió ayer en Nueva York hasta 52,86 dólares por barril, debido a la nueva baja del número de pozos en actividad en EEUU y buenas perspectivas de demanda. La OPEP anunció un ligero reequilibrio del mercado por la caída de los precios, aunque la producción aún es excedentaria.

Analistas nacionales aún dudan de que el precio haya tocado piso.

El barril de “light sweet crude” (WTI) para entrega en marzo trepó en 1,17 dólares con relación al cierre del viernes en el New York Mercantile Exchange (Nymex), lo que significa un alza de 2,26 por ciento. En Londres, el barril de Brent del mar del Norte para misma entrega terminó en 58,34 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres, en alza de 54 centavos con relación al cierre del viernes, reportó AFP.

“Sentimos el efecto de la disminución de actividad de los pozos petroleros” en Estados Unidos, “que van a terminar reflejándose en las cifras de la producción”, explicó Carl Larry, analista de Frost & Sullivan.

Según cifras del especialista del estadounidense Baker Hughes publicadas el viernes, el número de pozos petroleros activos bajó en unas 83 unidades durante la semana que terminó el viernes. Además, unas 199 plataformas detuvieron su actividad en enero, según la misma fuente.

La disminución de la oferta comenzará a sentirse en unos meses, pero ya es “una oportunidad para que los inversores optimistas se posicionen al alza” en el mercado, dijo Matt Smith, de Schneider Electric.

En su informe mensual publicado ayer, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) calcula que los productores de crudo no miembros de su grupo bombearán una media de 57,09 millones de barriles al día en 2015, lo que supone una reducción en 410.000 bd sobre lo estimado hace un mes (57,49 mbd).

Tras desplomarse cerca de un 60 por ciento entre junio del año pasado y mediados de enero de este año, el valor del crudo recuperó sólo lo que había perdido desde fines de diciembre.

El precio del petróleo tendría que subir progresivamente hasta 73 dólares en 2020 aunque sin recuperar el nivel anterior a su caída de los últimos meses a causa de una demanda que seguirá siendo moderada, indicó ayer la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

Entre los analistas nacionales, la lectura del alza de ayer es cautelosa. El analista Hugo del Granado señaló que es posible que se esté llegando a un nuevo equilibrio del mercado, marcado por la cantidad de petróleo que el mercado puede consumir, también manifiesta que es posible que el precio haya tocado un nuevo piso alrededor de los 45 dólares. Sin embargo, hizo notar que es algo difícil de predecir y que para señalar que hay una tendencia al alza es preciso ver el comportamiento de los precios en las siguientes dos a tres semanas.

El analista Bernardo Prado coincidió con del Granado en que es preciso ver el comportamiento del precio en las próximas semanas y dijo que el alza de ayer es solamente estacional; pero dijo que con lo sucedido hasta ahora Arabia Saudita dejó claro que puede manejar los precios a su antojo.

Por el contrario, para el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, el alza de ayer significa que el precio del petróleo tocó piso, como se esperaba, y aparentemente ese piso podría estar alrededor de los 45 dólares, pero es difícil saber cuánto subirá.

Reequilibrio

“El proceso de reequilibrio del mercado empezará de manera relativamente rápida pero su alcance será relativamente limitado, con precios que se estabilizarán a niveles más altos que los puntos bajos de los precios observados recientemente (por debajo de los 50 dólares), pero serán inferiores a los picos de los tres últimos años”, señaló la AIE en un informe emitido ayer sobre el mercado petrolero a medio plazo.

El barril debería alcanzar 55 dólares este año antes de llegar a 73 dólares en 2020, indica la AIE.