jueves, 30 de abril de 2015

Máximos ejecutivos de Repsol estarán con Evo Morales en Margarita 7

El presidente saliente de Repsol, Antonio Bruffau, y su sucesor Josu Jon Imaz acompañarán este viernes al presidente Evo Morales para el anuncio del incremento de la mayor producción de gas natural en el pozo Margarita 7, en el departamento de Tarija.

Según fuentes oficiales de la petrolera española, Bruffau e Imaz llegarán procedentes desde Madrid luego de realizar el traspaso del mando ejecutivo que se concretó este jueves.

Bruffau llegarán por tercera vez a Bolivia. Antes lo hizo el primero de mayo del 2012, cuando se inauguró la primera fase de desarrollo del campo Margarita – Huacaya, para incrementar la producción de 3 a 9 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural.

Por su parte, Imaz, como flamante presidente de Repsol, lo hará por primera vez y será su primera actividad al mando de la compañía que prevé invertir 293 millones de dólares hasta 2018.

La empresa petrolera, según un informe oficial, prioriza la perforación de dos nuevos pozos, la mejora de las instalaciones de la superficie y la ampliación de la capacidad de procesamiento en la planta Margarita luego de haber concluido con el pozo Margarita 7, donde se invirtieron 100 millones de dólares.

miércoles, 29 de abril de 2015

Petróleo de Texas sube y cierra en $us 57,06

El petróleo intermedio de Texas (WTI) para entrega en junio subió ayer un 0,12 por ciento y terminó en 57,06 dólares, con un ligero avance que lo coloca cerca del valor de cierre de la semana pasada.

Al final de la sesión de operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI, el crudo de referencia en Estados Unidos, avanzaron siete centavos de dólar en su precio respecto al cierre anterior.

El ligero incremento en el precio fue atribuido por los analistas a la tensión en Oriente Medio por la captura de un carguero con bandera de las Islas Marshall por naves de la Guardia Revolucionaria de Irán.

Las autoridades de Irán dijeron que la captura se debió a unas pesquisas sobre “problemas legales” del buque no precisados.

El incidente se registró en una de las rutas navales más estratégicas para el transporte internacional de crudo.

El precio al cierre de ayer en el WTI está cerca del que se anotó al final de la semana pasada, de 57,15 dólares el barril, próximo al máximo anual que se registró el jueves anterior (57,74 dólares).

Por su parte, los contratos de gasolina para entrega en mayo, aún de referencia, bajaron 0,7 centavos hasta dos dólares.

La ANH niega que diésel haya dañado motores de 5 Sariri

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) desmintió que el diésel hubiera dañado los motores de cinco buses Sariri como denunció la comuna alteña.
"La Alcaldía de El Alto no puede ser tan irresponsable y decir a la prensa que el diésel es de mala calidad, mas aún cuando es controlado y verificado en refinación, transporte, almacenaje y en comercialización, como lo establece el decreto 1 499 que dispone los parámetros de calidad”, afirmó el director técnico de la ANH, Norton Tórrez.
La anterior semana, el secretario de Transporte de El Alto, Lorenzo Quispe, dijo que cinco de los 30 buses se encuentran fuera de funcionamiento a causa del diésel. "Cinco buses que en este momento están en mantenimiento en Hansa es porque han presentado contaminación con agua en su tanque. Es que el diésel que se adquiere de los diferentes surtidores tiene agua, eso afectó a los tanques”, afirmó a los medios.
Quispe aseguró que el diésel boliviano no es puro, que no es recomendable para los buses Sariri y de ser necesario tendrían que importar el combustible.
Ante esas declaraciones, la ANH manifestó que hasta ayer no se recibió reclamo alguno de parte del gobierno municipal de El Alto. De acuerdo con los datos de la agencia, en los últimos cinco años no se presentaron denuncias de ningún usuario en cuanto a la calidad del combustible.
Tórrez informó que la ANH hizo seguimiento del consumo de diésel de los buses Sariri. El proveedor -de acuerdo con un contrato es la estación de servicios Illimani- no reportó el consumió del combustible por los buses municipales desde fines del mes de febrero pasado.
Asimismo, el director dijo que se mandó una nota para que la Alcaldía de El Alto responda de dónde se están abasteciendo los buses y por qué no denunciaron el diésel de dudosa procedencia. Esperan la respuesta hasta el próximo lunes.
De acuerdo con la información que se tenga de la Alcaldía de El Alto, se tomarán las medidas que correspondan, ya sea la acción regulatoria o la acción legal, dijo el director técnico de la ANH.

Agencia de hidrocarburos Niegan que el diésel tenga impurezas

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) rechazó ayer la versión sobre la comercialización de diésel oil contaminado que afecta el funcionamiento de los motores de vehículos. La entidad estatal garantiza la venta de combustible de calidad en 700 estaciones de servicio del país. La semana pasada un funcionario del gobierno municipal de El Alto aseguró a través de un medio de comunicación que "el diésel que se vende en cualquier surtidor de Bolivia no tiene la pureza que se requiere para los motores de los Sariri", razón por la cual quedaron cinco buses inhabilitados. El funcionario dijo que se verificó en los tanques de combustible del Sariri porcentajes de agua.

El director técnico de la ANH, Northon Tórrez, explicó ayer en conferencia de prensa, que es imposible la venta de diésel con agua en las estaciones de servicio en el país, toda vez que antes de llegar al consumidor final el combustible pasa por una serie de análisis en laboratorios, que verifican la calidad.

ANH garantiza entrega de diésel de calidad

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) garantizó ayer la venta de combustible de calidad en las 700 estaciones de servicio que existen en el país y rechazó la versión de la comercialización de diésel oil contaminado -con agua- que afecta el funcionamiento de los motores de vehículos.
La semana pasada un funcionario del Gobierno Municipal de El Alto aseguró a través de un medio de comunicación que “el diésel que se vende en cualquier surtidor de Bolivia no tiene la pureza que se requiere para los motores de los Sariri”, quedando cinco de sus buses inhabilitados por contener en sus tanques combustible con un porcentaje de agua.
El director técnico de la ANH, Northon Torrez, explicó en conferencia de prensa, que es imposible la venta de diésel con agua en las estaciones de servicio en el país, tomando en cuenta que antes de llegar al consumidor final el combustible pasa por una serie de análisis en laboratorios, que verifican la calidad, como establece el Decreto Supremo 1469, norma que dispone estándares y parámetros de calidad del combustible comercializado.
“Quiero rechazar enfáticamente estas versiones irresponsables de que en el país se comercialice diésel que no tenga la pureza que requiere un motor, toda vez que la ANH realiza todos los controles de calidad de los carburantes día a día en las refinerías, en las plantas de almacenaje y en la comercialización, cumpliendo los parámetros de calidad, tal como establecen las normas nacionales e internacionales”, anotó Torrez.
Asimismo, informó que la ANH no recibió ninguna denuncia oficial por parte de la Alcaldía de El Alto sobre el daño que habrían sufrido los buses Sariri por un “supuesto combustible contaminado”.
“Por el contrario, el Alcalde de El Alto debe informar de qué estación de servicio se aprovisionan de combustible los buses Sariri”, manifestó el martes el ejecutivo de la ANH.

Chuquisaca tiene fe en resultados de nuevo pozo de gas


UBICACIÓN DEL POZO

El nuevo pozo hidrocarburífero Margarita 7, descubierto en territorio chuquisaqueño por la empresa Repsol, está ubicado en el campo compartido Margarita-Huacaya.

Autoridades del Departamento esperan con optimismo los resultados del nuevo pozo productor de gas natural que descubrió la empresa Repsol en territorio chuquisaqueño. El presidente Evo Morales dará a conocer los detalles del hallazgo este 1° de mayo en un acto que se realizará en la provincia Luis Calvo.

Según fuentes confiables, el nuevo pozo productor de gas natural fue perforado en territorio chuquisaqueño, cerca del límite con el departamento de Tarija, y se denomina Margarita 7.

El secretario Departamental de Hidrocarburos, Energía y Minería de Chuquisaca, Renato Enríquez, dijo que este nuevo hallazgo "abre buenas expectativas" en la generación de más recursos por concepto de regalías para la región, porque se trata de un campo compartido.

Sin embargo, la autoridad departamental expresó su extrañeza porque el nuevo pozo lleve el nombre de Margarita 7, cuando la perforación fue realizada en territorio chuquisaqueño y, según su criterio, debería denominarse Huacaya 2.

En La Paz, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, confirmó la noticia y anunció que será el Presidente quien anuncie este viernes los caudales y reservas que contiene el nuevo pozo.

"Es un reservorio nuevo, el campo puede ser que este bajo contrato con Repsol, pero es un reservorio totalmente nuevo y es un reservorio muy importante, lo que incrementa reservas y consecuentemente va a incrementar producción", señaló Sánchez a radio Fides.

Según la autoridad de Gobierno, el pozo descubierto es uno de los mejores en los últimos años. Además resaltó que YPFB está cumpliendo con el país y se espera que hasta 2020 Bolivia cuente con mayores reservas gasíferas.

Sánchez dijo a El Deber que el trabajo conjunto de técnicos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Repsol, fue exitoso porque la producción de gas natural permitirá incrementar las actuales reservas de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés).

martes, 28 de abril de 2015

Video La ANH desmiente que el diesel que se vende en el país esté mezclado con agua

Petrobras aspira a recuperar el dinero perdido por corrupción

Durante un tenso periodo en la noche del miércoles de la semana pasada, los periodistas que se encontraban reunidos para la conferencia de prensa acerca de la corrupción que plaga a Petrobras de Brasil comenzaron a sentir una sensación de ‘déjà vu’.

La compañía petrolera estatal había comunicado que a las 18:00 planeaba anunciar sus resultados financieros auditados del segundo semestre del año pasado, los cuales habían tenido un largo retraso.

Pero a medida que transcurrían los minutos después de la hora señalada, algunos periodistas comenzaron a temer una repetición de lo ocurrido en enero, cuando la empresa les hizo esperar hasta las 4:00 (madrugada del día siguiente) antes de presentar una versión no auditada de las mismas cifras.

Luego, a las 19:30, Aldemir Bendine, el nuevo presidente ejecutivo de Petrobras seleccionado por la presidenta Dilma Rousseff para rescatar a la compañía de sus problemas, finalmente apareció acompañado de la junta. "Gracias por su paciencia", dijo.

Desde noviembre (cuando Petrobras reveló que se sospechaba que sus libros contables estaban tan viciados por un enorme escándalo de corrupción que PwC, su firma auditora, se había negado a aprobarlos) el mayor país de Latinoamérica ha estado en vilo preguntándose qué sucederá con su más importante compañía.

La compañía líder en el campo de exploración y refinación de petróleo, así como en la importación de combustible del país, está en medio de un escándalo de corrupción en el que los ex ejecutivos supuestamente confabularon con contratistas y políticos para robar miles de millones de la empresa petrolera.

El no presentar las cifras de los dos últimos trimestres del año pasado auditadas, independientemente a finales de este mes, hubiera violado algunos de los acuerdos relacionados con los enormes préstamos otorgados a Petrobras (la compañía registró una deuda neta de 106,2 mil millones de dólares para el 31 de diciembre). El no cumplir con la fecha límite hubiera llevado a Petrobras hacia un posible incumplimiento técnico y hubiera creado un riesgo sistémico para las cuentas nacionales de Brasil.

Esa amenaza por lo menos se evitó el miércoles, cuando Bendine dio a conocer los resultados financieros que, según declaró, habían sido auditados sin salvedades por PwC.

Pero cualquier euforia ocasionada por haber evadido la quiebra fue reemplazada rápidamente en Brasil por el asombro horrorizado ante la magnitud de las pérdidas de Petrobras. La compañía registró una pérdida de un total de 50,8 mil millones de reales (16,8 mil millones de dólares), de los cuales 6,2 mil millones (2,06 mil millones de dólares) estaban directamente relacionados a las continuas investigaciones de corrupción de la empresa y 44,6 mil millones de reales a cargos por deterioro relacionados con retrasos en sus proyectos de refinerías y a las bajas en el precio mundial del petróleo.

Estos cargos llevaron a la empresa a una pérdida neta de 21,6 mil millones el año pasado en comparación con una ganancia de 23,6 mil millones de reales en 2013. Esta perjuicio se clasificó como la mayor pérdida nominal sufrida por una compañía brasileña que cotiza en bolsa desde 1986, según la consultora Economatica.

Alguna vez considerada confiable por parte de los inversores minoristas debido a sus dividendos regulares, este año no habrá ningún pago para conservar efectivo.

Bendine declaró que los resultados financieros representaban una estimación conservadora de las pérdidas de la empresa. "La cifra relacionada con la corrupción pudiera crecer", aseguró, "si las investigaciones revelan nuevas tramas".

Bendine pareció dar marcha atrás en las promesas del Gobierno de que Petrobras no vendería parte de su “joya de la corona” (los llamados yacimientos petroleros presal en las aguas profundas del Atlántico Sur que la compañía descubrió y anunció con gran celebración en 2007).

"Petrobras ha descartado la venta de activos del presal que estén en producción, pero está dispuesta a aceptar socios para aquellos que se encuentren en la fase exploratoria", señaló Bendine.

"Existen situaciones en las que podríamos buscar un socio para que nos ayude en la exploración de campos (presal) que son de alto riesgo", agregó.

Petrobras también declaró que recortará las inversiones el próximo año a cerca de 25 mil millones de dólares, un 37 por ciento de su predicción inicial de 39,5 mil millones.

Mientras que Petrobras se ha presentado a sí misma como una víctima del escándalo de corrupción, Bendine indicó que la compañía no iba a aceptar la situación sin hacer nada. Él calificó los 6,2 mil millones de reales en pérdidas relacionados con la investigación de corrupción como "recuperables", y añadió que esperaba que Petrobras empezará a recobrar parte del dinero en mayo.

La compañía dio a entender que podría demandar a algunos de sus excontratistas por daños y perjuicios. Esto la ayudaría a compensar parte de las pérdidas potenciales a las que se enfrenta ocasionadas por demandas de inversionistas en Estados Unidos, donde tiene una cotización en bolsa.

Los abogados indicaron que la situación representaba una advertencia oportuna para las empresas acerca de la importancia de asegurar que el cumplimiento legal esté en orden.

"Estamos asesorando a las empresas brasileñas de todo tipo acerca de la implementación de programas de cumplimiento", señaló Andrew Haynes, socio y codirector del bufete brasileño de Norton Rose Fulbright.

Otros abogados advirtieron que al tener a Petrobras cooperando plenamente con las autoridades, entre las cuales probablemente se hallan las de Estados Unidos, es muy posible que las investigaciones se extiendan a sus contratistas y proveedores a nivel mundial.

"Lo más probable es que esta situación crezca todavía más rápidamente", apuntó Richard Smith, jefe de investigaciones regulatorias y gubernamentales de Norton Rose Fulbright en Estados Unidos.

Redes de Gas supera en Sucre los 30.000 usuarios


HOY FERIA INFORMATIVA

Este 28 de abril, a propósito de su 6° aniversario, YPFB Distrito de Redes de Gas Chuquisaca tiene previsto realizar una feria informativa (con regalos para los visitantes) en la Avenida de las Américas, desde las 9:00 hasta las 17:00.

Ya son más de 30.000 los usuarios del servicio de gas natural que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) distribuye en Chuquisaca.

Con ese resultado, YPFB Distrito de Redes de Gas Chuquisaca llega hoy a su sexto año cumpliendo el trabajo de operación y mantenimiento del servicio.

La Empresa Distribuidora de Gas (EMDIGAS) dejó la actividad en abril de 2009 con 9.200 usuarios en Sucre y 450 en Monteagudo, tras 20 años de operación.

Desde entonces la empresa de la corporación YPFB sumó 20.596 nuevas instalaciones, con las que alcanzó un total de 30.246 usuarios en diez municipios de Chuquisaca.

Sucre es la principal ciudad atendida en el Departamento, con 26.188 instalaciones; le siguen Monteagudo (1.493), Camargo (587), Villa Abecia (134), Muyupampa (455), Tarabuco (315), Las Carreras (117), Yamparáez (205), Presto (246) y Macharetí (181), según el informe a marzo proporcionado por el gerente Distrital de YPFB Redes de Gas, Salvador Dipp

Por otro lado, el 92% del gas natural es consumido por los clientes de la categoría Industrial y GNVs, el 6% por los de la Doméstica y el 2% por los de la Comercial.

META PARA ESTE AÑO
YPFB Redes de Gas programó una inversión de Bs 35,8 millones para ingresar con el servicio a las poblaciones de Molle Punku, Sopachuy, San Pedro y realizar ampliaciones en otras, totalizando 3.470 nuevas instalaciones internas, 33.466 metros de red secundaria y 17.215 metros de red primaria.

El Gerente Distrital afirmó que si bien se programó un determinado número de conexiones, éstas pueden ser más.

"Crecen los barrios, mejoran sus accesos, calles, entonces se tiene muchas solicitudes y en la medida en que se tenga definida la línea y nivel de las viviendas, construido el bordillo y esté con servicios básicos de agua, alcantarillado y luz eléctrica nosotros ingresamos a ese barrio para ampliar nuestra red de distribución", explicó Dipp.

lunes, 27 de abril de 2015

YPFB llevará gas a 27 comunidades de Beni

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó ayer que hasta diciembre al menos 27 comunidades de Beni accederán al servicio de gas domiciliario como resultado del trabajo que realiza Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), que instala las redes de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL).
"Tenemos el GNL con el que abasteceremos a 27 localidades que no están asociadas a un ducto importante. Iniciamos la obra de Trinidad, Santa Ana de Yacuma y San Ignacio de Moxos. Era impensable llevar un ducto”, dijo a medios estatales.
Sánchez explicó que antes "era impensable” llegar hasta esas localidades (aunque no precisó cuáles) con redes de gasificación, pero con el proyecto que diseñó el Gobierno se podrá hacer la licuefacción en Río Grande, se transportará el gas en cisternas especiales hasta las Estaciones Satelitales de Regasificación (ESR), donde el GNL retoma nuevamente el estado gaseoso y se introduce a las redes de distribución.
"Entonces esa gente tendrá acceso a gas natural, a la cocina, al gas natural vehicular, al tema de termoeléctricas aisladas, al impulso de industrias que operen con este combustible”, agregó.
La autoridad precisó que hasta 2006, en Bolivia había 28.000 beneficiarios de gas natural domiciliario, pero con proyectos como la "gasificación” en las poblaciones de Beni, hasta 2014 ese número de usuarios se incrementó a más de 2,4 millones.

Fracking, entre fantasmas y especuladores



La Ley de Hidrocarburos es una de las que quedó en la agenda legislativa de la pasada gestión luego de que en 2011 – 2012 se hablara al más alto nivel de revisar la 3058 promulgada en 2005, para adecuarla al nuevo marco constitucional.

El nuevo contexto internacional, con un precio del petróleo que no incentiva la nueva exploración y que ha desatado la “guerra energética” entre las potencias mundiales, obligará en los próximos meses a las autoridades del sector a posicionarse en firme sobre el desarrollo sostenible de la explotación hidrocarburífera en el país. Ahí, la exploración y explotación del gas no convencional a través de la técnica conocida como “fracking” es la que ha generado las mayores polémicas.
El ministro de la Presidencia, Juan Ramón Quintana, hace dos semanas condenó la técnica en presencia de dos ejecutivos de dos grandes empresas de dos grandes países principalmente afectados por el desarrollo del fracking en Estados Unidos. La Gazprom rusa y Petrobras brasilera necesitan de precios altos para cubrir costos en sus macroproyectos en el Mar del Norte, Rusia y en aguas profundas (Presal), Brasil. La supuesta abundancia del petróleo en el mercado gracias a los nuevos yacimientos en Estados Unidos ha hundido los precios. La OPEP y particularmente Arabia Saudí que produce por técnicas convencionales un tercio del petróleo dentro del lobby mundial se negó en la última cumbre ordinaria celebrada en noviembre a recortar producción para elevar especulativamente los precios. Rusia, Venezuela, Brasil e Irán son los países inicialmente más afectados.´

¿Qué es el fracking?
El fracking es un sistema de extracción de gas de esquisto que rompe la tierra con una tecnología que es considerada altamente contaminante, de acuerdo al análisis de varios expertos. Consiste en la fractura hidráulica, (o fracking en inglés), de las rocas que albergan los hidrocarburos (gas o petróleo) mediante la inyección a presión de un compuesto de agua, arena y productos químicos a gran profundidad. La técnica usa ingentes cantidades de agua, de las que luego hay que deshacerse. Una pequeña parte de los fluidos residuales retorna de manera natural a la superficie, pero la mayoría se trata, bien en superficie (se construyen balsas y se deja evaporar), bien reinyectándolos en el subsuelo.
Un estudio publicado en la revista “Science”, relaciona los terremotos con la inyección de aguas residuales, una de las técnicas que usa el fracking. Los investigadores de la Universidad de Columbia en Estados Unidos aseguran que seísmos ocurridos en lugares lejanos han desencadenado terremotos en zonas de ese país donde se elimina el líquido sobrante de las explotaciones. El estudio habla, por ejemplo, de un terremoto en Chile que provocó actividad sísmica en Oklahoma y de otro en Japón (el del tsunami de 2011) que generó seísmos en Texas. Nueva York ha prohibido, como estado, el uso del fracking en su territorio.

Expectativas con riesgo
Evidentemente, la técnica también tiene sus defensores, no en vano se ha desarrollado en Estados Unidos aunque diferentes comisiones del Senado han recomendado que se retire de suelo estadounidense. La técnica permite multiplicar los rendimientos de los pozos convencionales y poner en funcionamiento otros en áreas ya explotadas e incluso abandonadas. Bermejo, por ejemplo, zona descubridora del petróleo en Bolivia pero cuyos reservorios fueron paulatinamente agotándose y convirtiéndose cada vez más en residuales (aunque aún explota la Pluspetrol) podría volver a vivir una edad de oro no exenta de riesgos.
Antes de los nuevos lineamientos, en 2013 con Carlos Villegas como presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se anunció que se estaba comenzando los estudios para identificar gas de esquisto, y en noviembre de ese mismo año hizo una presentación en Santa Cruz sobre el gas de esquisto y las probables reservas del país. Una vez más, el Chaco boliviano cuenta con el mayor potencial para esta técnica.
Además, se firmaron convenios con Yacimientos Petroleros Fiscales (YPF) de Argentina, para evaluar el potencial del gas de esquisto en esta región y se envió una delegación a los yacimientos en la zona de Vaca Muerta en Argentina. YPF, que trabaja muy cercana a la trasnacional Chevron, tiene intereses particulares en esa zona.
Por el lado boliviano también se indicó a la Unidad de Geología y Geofísica instruir a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay gas de esquisto para estudios posteriores. Anteriormente, en Chuquisaca ya se hicieron pruebas de fracking a menor escala.

Críticas
Carlos Arze, de la Unidad de Análisis de Políticas Públicas del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla) es tácito al considerar que Bolivia no está preparada para el uso de esta nueva tecnología. “De manera particular, hay que aclarar que la empresa estatal YPFB, que tiene a su cargo la explotación de recursos hidrocarburíferos, no tiene el conocimiento ni la capacidad para utilizar esta técnica, por ello avanzó en acuerdos con YPF de la Argentina para realizar exploración de reservas de gas no convencional. Sin embargo, detrás de la empresa argentina se encuentra la estadounidense Chevron que sí hace uso regular de esa técnica. En conclusión, no sería el Estado boliviano el que, eventualmente, podría usar esa nueva tecnología, sino las empresas transnacionales. Con todo, el desconocimiento sobre los impactos del fracking y la debilidad legal e institucional del país elevan el riesgo de la aplicación de la misma en nuestro país.”
Martin Vilela, de la Plataforma Boliviana sobre Cambio Climático, quien ha expuesto los riesgos del fracking ante el Tribunal Internacional para los Derechos de la Naturaleza, dice que el fracking es un riesgo inminente en Bolivia y una ofensa absoluta al discurso del gobierno sobre la Madre Tierra. Vilela dijo ante el Tribunal, que el Chaco es una región muy vulnerable, que el fracking plantea graves peligros para las fuentes de agua, y que aumentaría masivamente las emisiones de carbono del país. “Los directos afectados con el fracking serán varios pueblos indígenas como los guaraníes, los tapiete, los weenhayek y los ayoreos”. Vilela explica que se ha calculado que por la contaminación indirecta de las aguas en la cuenca del Chaco, que impactaría a tres de los nueve departamentos del país, se afectaría a más de un millón de personas.
Por su parte, Rodrigo Rodríguez, del Foro Boliviano sobre Medio Ambiente y Desarrollo (Fobomade), asegura que el fracking ya es una preocupación grande para los ecologistas bolivianos por el impacto directo a la reserva del Aguaragüe, y también por el daño que se haría al resto de la comunidad. “El fracking tiene connotaciones ambientales, sociales, de los suelos y las aguas. Esta fracturación también produce problemas sísmicos, y está relacionada con el cambio climático. El fracking es quebrar bruscamente la Tierra y eso tiene consecuencias serias.”
Mientras que el biólogo y ecologista Marco Octavio Rivera, explica que para fracturar cada pozo, hace falta introducir mucha agua, lo cual puede afectar la disponibilidad del recurso para las poblaciones locales, “adicionalmente, el fluido de retorno contiene las sustancias químicas o aditivos utilizados al introducirla, más los metales pesados que retornan a la superficie. Entre los aditivos más utilizados se mencionan los ácidos, bactericidas y/o biocidas, estabilizadores de arcilla, inhibidores de corrosión, reticulantes, reductores de fricción, agentes gelificantes, controladores de metal, inhibidores de sarro y surfactantes.”
Dado que el proceso requiere una inmensa cantidad de agua, ésta solo puede ser recuperada en menores porcentajes para someterla a procesos de tratamiento, sin embargo, el proceso de tratamiento no purifica totalmente el agua y se acumulan grandes cantidades de contaminantes. “El gas se mezcla con el agua potable y ha llegado a producir explosiones y llamaradas en los grifos de las casas. Hay reportes de ganado que enferma y muere. Los suelos se vuelven tóxicos y la desertificación avanza. Las personas que recibieron sumas de dinero para arrendar sus campos a los pozos de fractura, ven morir sus tierras y acabarse tarde o temprano su dinero. Por si todo esto fuera poco, las explosiones en la profundidad de la roca, provocan temblores y movimientos de tierra”, explica el experto.

** Datos del reportaje Fracking en Bolivia, la fractura de la Madre Tierra de la periodista Mónica Oblitas para la revista OH! – Los Tiempos

Argentina se encomienda al hidrocarburo no convencional

Argentina apuesta a sus recursos no convencionales de petróleo y gas y la carrera para lograr autoabastecerse y exportar combustibles no espera por las comodidades de una oficina. El aumento de la producción es tan vertiginoso que las instalaciones de la empresa YPF en el yacimiento de Loma Campana son por ahora contenedores interconectados.
Desde el año pasado, Loma Campana, a unos 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén, es la base operativa de la petrolera estatal argentina, donde en la formación geológica de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina, se perforan mensualmente de 15 a 20 pozos.
Actualmente, explica Pablo Bizzotto, gerente regional de No Convencional de la petrolera estatal YPF, hay más de 300 pozos que producen gas y petróleo no convencionales en este y otros campos petroleros de esta parte de la Patagonia argentina. De ellos, 250 pozos son operados por YPF y el resto por petroleras internacionales en esta parte de la Patagonia argentina.
Las oficinas definitivas, con una sala de control y operación a distancia, estarán listas para mediados del 2015. Pero el rendimiento de los pozos sigue otro ritmo.
Desde enero del 2013 hasta mediados del 2014, la producción diaria pasó de 3.000 a 12.000 barriles de petróleo, y en septiembre saltó a 21.000.
“El único desarrollo masivo y comercial fuera de Estados Unidos es Loma Campana. Los demás son ensayos”, explicó Bizzotto para ilustrar la magnitud del emprendimiento en Vaca Muerta, que contiene reservas de petróleo y gas de esquisto, localizadas hasta 3.000 metros de profundidad.
A diferencia de los yacimientos convencionales, donde los hidrocarburos se extraen del depósito donde quedaron “entrampados” durante millones de años, en el esquisto se arrancan en la roca “madre” que los generó.

Producción de petróleo
Según YPF, que tiene asignados 12.000 kilómetros cuadrados de los 30.000 de Vaca Muerta, su potencial recuperable es de 802 billones de pies cúbicos de gas y de 27.000 millones de barriles de petróleo.
Con ese potencial, el país pasó a poseer 30 veces más recursos de gas no convencional y nueve veces más de petróleo no convencional que los tradicionales. En reservas recuperables de esquisto, Argentina tiene las segundas del mundo de gas, detrás de China, la cuarta de petróleo, después de Rusia, Estados Unidos y China, según datos de YPF.

Inversiones
Entre 2013 y 2014, YPF invirtió en Vaca Muerta unos 2.000 millones de dólares.
Pero por sus recursos, y por las dificultades de financiamiento externo del país, “harían falta nuevos actores” para enfrentar un volumen de inversiones que Etcheverry estimó en unos 100.000 millones de dólares, durante los próximos cinco o seis años.
Actualmente YPF – reestatizada en 2012, cuando fue expropiada a la española Repsol, que la controlaba desde 1999- busca socios extranjeros, una estrategia que sectores políticos y sociales consideran un retroceso de soberanía.

Reservas a la cabeza del continente

Según un estudio de la agencia norteamericana de Energía, Bolivia ocuparía el quinto puesto en el continente como país con más reservas de hidrocarburo no convencional.
La presencia de gas convencional es también un factor que las diferentes empresas internacionales ponderan.

EN SEPTIEMBRE SE SABRÁ SI EN LA PAZ HAY PETRÓLEO

Alrededor de 27 comunidades del Beni se beneficiarán con gas a domicilio hasta diciembre.

El próximo mes de septiembre se conocerá si el departamento de La Paz es un potencial productor de petróleo, afirmó ayer el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

En entrevista con los medios estatlaes de comunicación desde el departamento de Tarija, el titular de Hidrocarburos señaló que el proyecto exploratorio y perforación del pozo LQC-X1 en Lliquimuni es ambicioso.

"Lliquimuni es un proyecto ambicioso para nosotros en la búsqueda de los líquidos. Hoy estamos a 2.300 metros de exploración y el objetivo son 4.500 metros, la perforación es normal no tenemos detección de hidrocarburos asi que esperamos encontrar a los 4.200 metros los hidrocarburos. Al momento es una operación normal sin ningún problema no esperamos detección de gas porque estamos lejos del objetivo así que esperamos que en septiembre ya tengamos indicios de que La Paz es un gran productor de petróleo", señaló en el programa El Pueblo es Noticia.

El 30 de diciembre de 2014 la estatal petrolera comenzó con los trabajos de perforación exploratoria del pozo.

Según un estudio técnico de la subsidiaria de YPFB, Petroandina SAM, en el bloque Lliquimuni —que abarca a cuatro provincias del norte paceño— se calculó la existencia de un trillón de pies cúbicos (TCF) de gas y 50 millones de barriles de petróleo (MMBP).

Incremento de reservas. Por otra parte, el ministro Sánchez dijo que el 1 de mayo el Gobierno hará un importante anuncio respecto a las reservas de hidrocarburos que tiene el país, particularmente gas.

"Hemos encontrado un reservorio nuevo y estamos trabajando. Este encuentro en Campo Grande es de manera coparticipada entre técnicos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y los técnicos de Repsol, de manera que el 1 de mayo Bolivia va a tener un incremento de reservorio muy importante, el 31 de diciembre de 2014 Bolivia fue certificada con 10,45 trillones de pies cúbicos de gas (TCF)...a este ritmo de exportación y el consumo interno nos podría alcanzar 15 años...se ha intstruido a YPFB de que el 2020 tengamos al menos 15 TCF, vamos a poder asegurar con esto de 20 a 25 años paulatinamente".

Expansión del acceso al gas domiciliario en diferentes pobalciones del departamento de beni. Asimismo, el Ministro de Hidrocarburos informó ayer que hasta diciembre al menos 27 comunidades del departamento amazónico de Beni accederán al servicio de gas domiciliario, como resultado del trabajo que realiza Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) que instala las redes de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL).

"Ahora nosotros tenemos del GNL que vamos a abastecer a 27 localidades que no están asociadas a un ducto importante, hemos dado inicio de obra de Trinidad, Santa Ana de Yacuma y San Ignacio de Moxos, era impensable llevar un ducto".

EL GOBIERNO PREVÉ LA INSTALACIÓN DE UNA PLANTA PETROQUÍMICA EN TARIJA. DE ACUERDO CON LOS DATOS SE ESTIMA UNA INVERSIÓN DE 1.800 A 2.000 MILLONES DE DÓLARES. SEGÚN EL CRONOGRAMA, EN 2016 SE REALIZARÍA LA LICITACIÓN PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA PLANTA.

domingo, 26 de abril de 2015

La recalificación de cilindros a GNV llega a 3.000 unidades

De un total de 66.562 cilindros a ser recalificados en todo el país, solo 3.000 cumplieron con dicho proceso desde enero hasta la fecha; el avance es apenas un 4,5%, según información de la Entidad Ejecutora de Conversiones a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Además, menciona, que el 40% de esos 66.562 corresponde al departamento de Santa Cruz, cuyo número de cilindros a ser recalificados alcanza a 26.744 unidades, de los cuales según EEC solo han logrado acogerse a la supervisión 439 unidades, menos del 2%.

Frente a este panorama la EEC-GNV ha informado que si bien se inició la recalificación el 2 de enero de este año, solo tienen recursos necesarios para cumplir con lo programado para esta gestión, lo cual es Bs 12.126.559, lo que permitirá recalificar 12.240 unidades de cilindros a GNV. "La Entidad actualmente se encuentra buscando financiamiento para lograr mayor número de recalificaciones", respondió vía cuestionario, Hernán Vega, su director ejecutivo.

El avance de las conversiones. El director de Coordinación Distrital de la ANH, Wálter Segovia, informó que según datos registrados en la entidad reguladora el número a nivel nacional de conversiones a GNV asciende a 306.433 motorizados hasta diciembre de 2014.

De ellos el departamento de Cochabamba tiene el mayor número de vehículos a GNV del país con 97.999 unidades; en tanto Santa Cruz ocupa el segundo lugar con 85.238 vehículos. Entre La Paz (16.984) y El Alto (57.088) hacen un total de 74.072 motorizados.

De acuerdo al registro desarrollado por la Dirección de Coordinación Distrital de la ANH se deben someter a la recalificación de cilindros en el país según departamento, un 56% en Cochabamba, un 48% en Santa Cruz, un 32% en Tarija, así sucesivamente, como describen los otros datos.

Asimismo, Segovia informó que antes de finalizar el presente mes, la ANH emitirá una Resolución de la reanudación del registro de cilindros de GNV a nivel nacional. "Cabe recordar que el Registro Gratuito Obligatorio de Cilindros de GNV se inició en abril de 2014 prolongándose hasta noviembre del mismo año", puntualizó al referirse al registro de 163.000 cilindros.

Coste de cada recalificación. La EEC-GNV informó que por la recalificación de cada cilindro, cuyo beneficio es gratuito para el poseedor de un vehículo que requiera hacerlo, es de Bs 510 por unidad. En tanto si dicho dispositivo fuera catalogado obsoleto y total desuso, la reposición gratuita le significa al Estado Bs 2.000 cada cilindro.

Según la información proporcionada por Vega, la gran preocupación de las instancias encargadas es la poca afluencia de las personas que estuvieran, según otras fuentes, transitando aún con esos cilindros en desuso.

En el caso de Santa Cruz, se invitó mediante notas escritas al sector de las cooperativas de transporte público para que presenten sus carpetas con papeles necesarios de todos sus afiliados para que puedan recalificar sus cilindros. "A la fecha la demanda es poca para este Programa por lo que invitamos públicamente a que puedan apersonarse por nuestras oficinas y acogerse al Programa. Por otra parte, tal como señalamos anteriormente, la EEC-GNV cuenta con los recursos necesarios para cumplir con sus metas programadas para esta gestión", enfatizó Vega.

Ante esta situación, vanos fueron los intentos por contactarse con Mario Jaldín, Presidente de la Cooperativa de Transporte Público de Santa Cruz, para conocer cuáles son los motivos de la poca afluencia de sus asociados.

Medidas por parte de la ANH. A pesar de esta situación, la ANH ha anunciado que en esta gestión se reanudará el registro para rezagados a partir del mes de mayo, sin embargo, esta vez la ANH emitirá una Resolución para que en los talleres de conversión de GNV registren los cilindros en línea, en la “Plataforma Única Informática Hydro” de la ANH, donde está almacenada toda la información de primera etapa de registro realizado hasta noviembre de 2014.

Además, la instancia reguladora puntualizó que la Entidad debe determinar el cronograma para desarrollar dicho proceso.

Logística
Santa Cruz cuenta con tres talleres

Capacidad. Son tres los talleres autorizados para la recalificación de cilindros en todo el departamento de Santa Cruz, todas ellas de iniciativa privada y con capacidad de desarrollar cada día 180 recalificaciones y cada una de ellas de a 60 unidades.

Talleres. De acuerdo a los datos de la ANH, los citados talleres son: Cuatroveinte SRL, NGT SRL y ENARCIL SRL. Por la infraestructura logística instalada que tiene cada taller, en un año podrían recalificar solo en Santa Cruz, 43.000 cilindros.

Apertura. La EEC-GNV anunció que la invitación está abierta para que la inversión privada pueda abrir nuevos talleres.

sábado, 25 de abril de 2015

Copetrol está a cargo de regasificadoras de GNL

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Copetrol firmaron ayer, en Beni, el contrato para la construcción de las estaciones satelitales regasificadoras de Gas Natural Licuado (GNL) en Trinidad, San Ignacio de Moxos y Santa Ana de Yacuma.

“Al Beni no podemos llegar con ductos todavía, pero hay tecnología que permite trasladar en estos sistemas especiales (cisternas criogénicos) hasta las estaciones regasificadoras donde el GNL retoma nuevamente el estado gaseoso y es entregado a las redes de distribución para el consumo a domicilio, comercial, industrial y GNV”, explicó el presidente Evo Morales, citado en una nota de YPFB.

Los contratos fueron suscritos por el presidente de YPFB, Guillermo Achá y el representante de Copetrol, Aldo Braaksma en el marco del proyecto del Sistema Virtual de GNL.

Con este proyecto, Trinidad, Guayaramerín, Riberalta, San Ignacio de Moxos, Santa Ana de Yacuma, Rurrenabaque y San Borja se beneficiarán con gas natural.

“En diciembre estamos inaugurando gas a domicilio en Trinidad y las otras seis ciudades intermedias del departamento del Beni”, sostuvo Morales.

“En estos siete municipios se va invertir 19 millones de dólares en las estaciones satelitales regasificadoras para que el gas natural llegue a estas poblaciones (...)”, sostuvo Achá durante el acto realizado en San Ignacio de Moxos.

En total YPFB invertirá 39,6 millones de dólares en Beni en la construcción de las estaciones satelitales regasificadoras, en redes de gas natural y estaciones de servicio de GNV.

viernes, 24 de abril de 2015

YPFB buscará hidrocarburos en ríos Beni y Madre de Dios



La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) iniciará este año labores de exploración en los ríos Beni y Madre de Dios en búsqueda de gas y petróleo, informó hoy el presidente Evo Morales en Trinidad, durante el acto de firma de un contrato para la construcción de estaciones de regasificación para gas domiciliario en siete municipios del departamento.

“ Si encontramos petróleo, obligados a instalar una refinería. Y si encontramos gas, colectar para exportar gas. Como bolivianos estamos invirtiendo”, señaló y anunció que el objetivo es iniciar la búsqueda de hidrocarburos en zonas no tradicionales como Oruro, La Paz, Beni y Pando.

Morales participó en Trinidad de la firma de un contrato entre la estatal YPFB y la empresa Copetrol SRL para la construcción de una estación de regasificación de GLN (Gas Natural Licuado). Esa planta recibirá a través de cisternas el gas, convertido en estado líquido en una planta de licuefacción.

Una vez vuelto a su estado natural en la planta de regasificación, será distribuido para consumo domiciliario e industrial por redes primarias y secundarias de gas. En San Ignacio de Moxos también será firmado el contrato para la construcción de la regasificadora.

“En esta gestión en los llamados departamentos no tradicionales como La Paz, Oruro, Potosí, Beni y Pando, sobre todo en La Paz, Beni y Pando vamos a empezar a explorar petróleo y gas. El compañero ministro (de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez) estaba informando sobre el río Beni, Madre de Dios vamos a explorar petróleo”, señaló el mandatario en un acto transmitido por los medios estatales.

El Presidente destacó la labor de la empresa hidrocarburífera boliviana y recordó que en 2014 la renta petrolera superó los 5.800 millones de dólares. También señaló que se comprará un total de siete taladros para la perforación de pozos en busca de hidrocarburos.

“ Ese gas que tenía que irse a Chile, ese gas que tenía que irse a Estados Unidos ahora llega a los bolivianos”, sostuvo en relación a los proyectos de los gobiernos de Gonzalo Sánchez de Lozada y de Jorge Quiroga de exportar el recurso hidrocarburífero.

"El costo para la inversión en estaciones de regasificación en los siete municipios es de más de 19 millones de dólares; inversión en redes de gas domiciliario, es decir la instalación de gas a domicilio, tiene un costo de más 14 millones; y estaciones de servicio, para el traslado en cisternas criogénicas, tiene un costo de 6 millones de dólares, total de inversión para llegar a estos siete municipios tiene un costo de 39.699. 890 dólares garantizados por nuestra empresa YPFB", detalló el mandatario.

Petróleo Tres factores inciden en subida del crudo

Las preocupaciones sobre la situación en Yemen (por la escalada de conflictos), la baja del dólar y la recuperación del optimismo sobre la demanda, el precio del petróleo subió ayer en Nueva York a 57,74 dólares el barril de "light sweet crude" (WTI).

En Londres, el barril de Brent para entrega en junio avanzó más fuertemente aún, ganando 2,12 dólares a 64,85 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE)."Es por Yemen, donde parece que podría haber una escalada del conflicto", declaró Michael Lynch, de Strategic Energy and Economic Research.

Panorama. Yemen no es un gran productor de crudo, pero los países vecinos están preocupados por la seguridad en el estrecho de Bab al Mandeb, entre el mar Rojo y el Golfo de Adén, que separa África de la península arábica y se encuentra sobre un eje del comercio marítimo mundial./AFP.

jueves, 23 de abril de 2015

Por la caída del precio del crudo Expertos sugieren ajustes para sostener inversiones

Expertos nacionales e internacionales, congregados en un encuentro sobre la temática "los precios del petróleo, impactos y tendencias", coincidieron en señalar que dada la abrupta caída del crudo, los países latinoamericanos productores de gas y petróleo, en particular Bolivia, deben tomar acciones inherentes a generar incentivos y así evitar que las inversiones se desalienten cada vez más.

"Esta caída está afectando los proyectos. En eso el gobierno debe generar incentivos, que básicamente son procedimientos y compromisos de inversiones rápidas, oportunas y prioritarias. Hay incentivos de diferentes tipo referentes con impuestos, regalías y mecanismos medioambientales", señaló Ricardo Lloret, director de Gas Energy de Colombia.

José Padilla, analista energético, dice que el gobierno no solo debe sostener la producción de gas, sino fomentar la exploración, por lo que se requiere generar incentivos para atenuar la crisis. "Lo que tiene que hacer el Estado es revertir con incentivos, para ello debe sacar de una vez la nueva Ley de Hidrocarburos, Electricidad y Medio Ambiente", puntualizó.

El fin de la bonanza. Álvaro Ríos, consultor en Bolivia de Gas Energy, señaló que la caída del petróleo implica el fin de un superciclo de cuatro años, al que los países del mundo se mal acostumbraron. "Los precios (petróleo) durante varias décadas han estado en 40 y 50 dólares el barril. Pasa que nos hemos mal acostumbrado estos últimos cuatro años en 100 dólares. Entonces a futuro esos precios seguirán bajos, lo que nos queda es diversificar nuestra economía y depender cada vez menos del gas natural (52% de las exportaciones)", señaló.

En ese ámbito, Ríos señaló que la exploración debe seguir siendo una prioridad y de mucho ingenio. "En este momento las empresas están de capa caída ya que se han reducido sus ingresos. En eso YPFB debe ser ingenioso y el Gobierno debe trabajar en esa línea el modelo de contrato, el tema tributario. Hay que hacer una marco jurídico", señaló.

Otras miradas. Para Herland Soliz, secretario de Energía y Minas de la Gobernación, señaló que el incentivo a las inversiones debe ir equilibrado entre lo que se consume y se repone de gas a las reservas. Para ello, el país debe ser intenso en exploración. "Se está explotando la mayor cantidad de reservas y no se está reponiendo, eso es preocupante. Hay que generar seguridad jurídica, caso contrario, por esta caída del precio del petróleo el capital externo se desalentará aún más", señaló.

Dedy Calderón, directora de Gas Energy del Perú, destacó que las inversión solo es posible con la iniciativa del capital externo, dado que con ella el Estado disminuye el riesgo. "Esa política se viene desarrollando en el Perú, con el 'gasoducto sudperuano'. Se ejecuta con capital extranjero pero con incentivos que el Estado genera", puntualizó.

En cambio, Ríos dijo que el país no puede desalentar los proyectos de exploración a futuro, dado que el mercado de exportación, sobre todo al Brasil por la situación compleja que atraviesa Petrobras (por los escándalos de corrupción), está imposibilitado de desarrollar nuevas inversiones y peor aún con el gran proyecto de exploración de aguas profundas de Presal. "Esto para Bolivia es favorable, porque Petrobras ya no es la empresa poderosa fuerte que tenemos al otro lado del escritorio. Ahora y por los próximos diez años, le importa mucho el gas de Bolivia", finalizó.

miércoles, 22 de abril de 2015

Gobierno anuncia un nuevo reservorio de gas para Tarija

El presidente Evo Morales anunció hoy que el próximo 1 de mayo el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, presentará un nuevo reservorio de gas en el departamento de Tarija.

Morales dio esa información, en un acto en el que suscribió un convenio de apoyo al Movimiento Al Socialismo (MAS) por parte de la agrupación Tarija Para Todos (TPT), en el marco de la segunda vuelta electoral que definirá al gobernador de esa región.

"Nuestro compañero dirigente no se equivoca en decir Tarija tiene plata, nuestro Ministro de Hidrocarburos tiene que presentar el 1 de mayo, estamos esperanzados, otro reservorio de gas en el departamento de Tarija", dijo.

Morales, sin precisar la ubicación y la cantidad de hidrocarburos de ese probable nuevo reservorio, dijo que con ese descubrimiento las regalías de Tarija y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) mejorarán aún más.

Actualmente, en Tarija se encuentran los mega campos San Alberto, que es continuo con el mega campo Sábalo y el mega campo Margarita. Además, comparte con Chuquisaca el mega campo Huacaya.

En ese sentido y según datos proporcionados por el candidato del MAS a la Gobernación, Pablo Canedo, Morales dijo que en 2005 el presupuesto de Tarija alcanzaba a 30 millones de dólares; sin embargo, esos recursos llegaron a 700 millones de dólares en 2014.

Petróleo e hidrocarburos Realizan conferencias magistrales en Cainco

Las instalaciones de Cámara de industria y Comercio (Cainco) servirán para el desarrollo de dos conferencias magistrales denominadas "Los Precios del Petróleo, Impacto y Tendencias", "Gasoducto Sur Peruano, sus Implicancias y Desarrollo". Evento que se realizará desde las 09:00 y donde participarán cinco expertos del rubro tanto nacionales como internacionales (Perú, Colombia y Venezuela).

"Vamos a explicar la coyuntura del precio internacional del petróleo y todas sus implicancias. También explicaremos el proyecto en Perú que es muy importante para nosotros. Esas dos conferencias magistrales son técnicas pero están dirigidas a todos los sectores no solo para el rubro hidrocarburífero, ya que es un tema de interés de todos", explicó Álvaro Ríos, uno de los conferencistas.

ANH inspecciona engarrafado de GLP

Con el objetivo de controlar el peso y calidad de los cilindros del gas licuado de petróleo (GLP), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) inspeccionó en Cochabamba las plantas engarrafadoras de Valle Hermoso, Roqui Gas y Peca Gas.

Según la entidad de regulación, en la planta engarrafadora de Valle Hermoso, que es propiedad de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), se verificó el funcionamiento correcto del sistema automatizado de envases, que tiene una capacidad máxima de 29.000 unidades de engarrafado por día.

La planta Valle Hermoso cubre el mercado interno del municipio cochabambino.
Asimismo, la planta de engarrafado privado Peca Gas vende su producto a las empresas distribuidoras de GLP de las provincias Germán Jordán, Esteban Arce, Punata y parte de Cercado. Y Roqui a todo el municipio de Cochabamba.

El departamento de Cochabamba cuenta con 28 plantas distribuidoras de GLP, según datos de la ANH.

Precio del gas cayó 6%

En relación a mediados de marzo de 2015, el precio del petróleo tuvo un crecimiento del 15 por ciento motivado en la desaceleración en las perforaciones en Estados Unidos. Del mismo modo, la cotización Brent se recuperó notablemente un 23 por ciento.

A diferencia del petróleo, el precio del gas natural cayó, durante el último mes, ya que comparado al 20 de marzo de 2015, su cotización es un 6 por ciento más baja, señala un informe del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE).

El precio del estaño se redujo de manera significativa durante el último mes en un 13 por ciento, comprometiendo la rentabilidad del sector y generando así menores ingresos para el Estado boliviano.

El precio del zinc tuvo un aumento del 11 por ciento en las últimas cinco semanas, destacándose así como uno de los minerales que presentó variaciones positivas.

martes, 21 de abril de 2015

El precio del barril de petróleo se recupera y llega a $us 56,38

El petróleo intermedio de Texas (WTI) subió un 1,14% y cerró en $us 56,38 el barril animado por las nuevas medidas de estímulo anunciadas por el Gobierno chino.

Al final de la sesión de operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en mayo subieron 64 centavos respecto al cierre anterior.

El crudo de referencia avanzó animado por los nuevos estímulos anunciados por el Gobierno chino para impulsar el crecimiento
económico.

El Banco Popular de China recortó un punto en el coeficiente de caja de los bancos comerciales en un intento por reactivar la economía después de dar nuevamente muestras de desaceleración.

Con el recorte, el porcentaje de los fondos que deben conservar y no reinvertir pasa al 18,5 %, que en la práctica puede suponer unos $us 193.000 millones más al mercado.

Los mercados también centraron su atención en la perspectiva de que el acuerdo sobre el plan nuclear de Irán acabe con las sanciones que restringen las exportaciones desde Teherán.
Por otro lado, el barril de crudo Brent para entrega en junio cerró en el mercado de futuros de Londres en 63,43 dólares, un 0,03% menos que la sesión anterior. /EFE.

Petrocaribe, un legado que es a la vez bendición y maldición

Poco tiempo después del terremoto de 2010, Hugo Chávez, el fallecido líder venezolano, anunció que perdonaría la deuda petrolera de Haití de 395 millones de dólares con su país y que le continuaría proporcionando petróleo con condiciones de crédito generosas.

“Haití no tiene ninguna deuda con Venezuela; al contrario, Venezuela tiene una deuda histórica con Haití”, dijo.

Mencionó el apoyo de Haití hacia el héroe venerado de la independencia del siglo XIX en Venezuela, Simón Bolívar. Nexos históricos entre los dos países incluyen el hecho de que la bandera venezolana fue diseñada y ondeó primero en Haití.

En 2010, los precios del petróleo estaban a un nivel tan alto como el fervor revolucionario de Chávez. Caracas podía cubrir las necesidades de energía de Haití enviando 14.000 barriles de petróleo diarios a precios favorables y términos de pago suaves a cambio de apoyo político. Ahora, los precios del petróleo han caído a la mitad desde el año pasado y la economía de Venezuela está en recesión, luchando contra una inflación galopante y escasez de alimentos.

Muchos temen que Nicolás Maduro, quien se convirtió en presidente después de la muerte de Chávez hace dos años, tendrá que repensar su herencia de un acuerdo generoso de petróleo, llamado Petrocaribe, que apoya a más de una docena de países en América Central y el Caribe. Los críticos del Gobierno insisten en que Maduro termine con estos subsidios.

Eurasia, la consultora de riesgos, anunció en un reciente reporte: “La iniciativa de Petrocaribe probablemente se vaya terminando gradualmente, mientras el Gobierno continúa proporcionando alguna ayuda para sus socios más estratégicos.

Una reducción de la ayuda venezolana tendría importantes ramificaciones políticas para los países miembros, propiciando que busquen recursos alternativos en otros lados”.

Los embarques de petróleo a Haití de Venezuela han sido bastante constantes en los últimos años. Sin embargo, lo que Haití paga por adelantado depende de los precios de mercado. El resto se regresa en un período de hasta 25 años. Cuando el precio del crudo está a 100 dólares o más por barril, Haití paga 40 por ciento y financia el restante 60 por ciento. Si el precio baja a 50 dólares o más por barril, las condiciones se revierten. Cuando se encuentra por debajo de 50 dólares por barril, Haití sólo puede financiar el 30 por ciento, difícil para un país empobrecido donde el financiamiento de Petrocaribe representó el cuatro por ciento del producto interno bruto de Haití el año pasado. Si Petrocaribe termina mañana, “terminaremos asfixiados”, sostuvo un funcionario sénior del Gobierno haitiano.

Para Wilson Laleau, ministro de Finanzas de Haití, “Petrocaribe es un apoyo extraordinario, ha sido muy útil”. Hace un mes Adrienne Cheasty, directora adjunta del FMI, escribió que “aun si los precios más bajos absorben parte del shock, Haití, al no tener acceso al mercado, reservas amplias ni mercados domésticos profundos, tal vez necesite hacer ajustes”.

Ya lo está haciendo, recortando recientemente su presupuesto por 11 por ciento, “debido a una reducción de recursos provenientes del plan”.

El FMI estima que Haití le debe a Venezuela cerca del 15 por ciento de su PIB. “Estaba claro que teníamos un problema cuando Chávez se enfermó”, manifestó René Jean-Jumeau, el anterior secretario de Estado de Energía de Haití, dado que el 75 por ciento de la generación de energía de Haití viene del petróleo. “Al menos Petrocaribe creará un doble problema al poner los fondos del presupuesto y seguridad energética en riesgo”, añadió.

“Petrocaribe ha sido una bendición y una maldición para Haití”, recalca un funcionario sénior de una organización de donación internacional, que critica la mala supervisión de los fondos. Es un punto de vista compartido con Mary Barton-Dock, Enviada Especial para Haití del Banco Mundial, que ha dicho “la transparencia en el uso de los fondos de Petrocaribe es mínima”.

Pero el Gobierno de un país que debe 86 por ciento de su deuda exterior a Venezuela (devengado desde el perdón de la deuda en 2010) argumenta que los fondos de Petrocaribe están bien vigilados y se han invertido en proyectos sociales y de infraestructura. Al contrario de la ayuda exterior principal, Jean-Jumeau, dice que el dinero de Petrocaribe es “menos demandante, ofrece más flexibilidad para operar y permite el financiamiento de una estrategia propia para el país”.

Incluso si los términos de crédito se endurecen, muchos creen que Maduro mantendrá a salvo a Petrocaribe, que ha dado a Caracas apoyo político en foros como la Organización de las Naciones Unidas (ONU) y la Organización de Estados Americanos (OEA).

“Dado que el presidente Maduro parece apoyar el arreglo de Petrocaribe, creemos que la administración tiene fuertes intenciones de continuar estos acuerdos”, escribió Moody’s en un informe acerca del plan el año pasado. “Sin embargo, su habilidad para continuar apoyando países indefinidamente está debilitándose”, acotó.

Para el alivio de Puerto Príncipe, los analistas y las personas informadas sobre la industria energética en Caracas creen que Haití sería uno de los últimos países en dejar de recibir la ayuda venezolana. “Decir que no pueden seguir ayudando a sus hermanos haitianos sería lo mismo que decir que el legado de Chávez ha fallado”, explica un experto en energía basado en Venezuela. “Chávez no lleva suficiente tiempo muerto para que puedan admitir eso”.

ANH asigna gas oil a operadores

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) autorizó las asignaciones de volúmenes máximos de gas oil a los operadores de generación eléctrica en los sistemas aislados del país, con el propósito de asegurar la operación adecuada y el suministro de electricidad a los usuarios finales de esos sistemas, informó una fuente oficial. Según la ANH, esas asignaciones fueron aprobadas mientras se desarrollen otras alternativas energéticas para la sustitución del combustible subvencionado. La ANH precisó que asignó estas semanas un volumen de 580.000 litros de gas oil a la Cooperativa de Servicios Eléctricos Guayaramerín Ltda. (Cosegua), ubicada en el departamento del Beni./AB

ANH tiene en El Alto oficina para el B-Sisa

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) registró a motorizados en el programa informático B-Sisa (Boliviana de Sistemas de Autoidentificación) en sus nuevas instalaciones de la ciudad de El Alto.

El representante de la ANH de la Unidad de La Paz, Víctor Hugo Solares, señaló que se dispuso personal de la dirección de Tecnologías de Información y Comunicación de la entidad para desarrollar el registro del B-Sisa en la oficina recíen implementada en la urbe alteña, que se encuentra ubicada en Villa Esperanza, Distrito Municipal Nº 5, cerca a la Universidad Pública de El Alto (UPEA).

“Hemos tenido la presencia de muchos vehículos en las oficinas de El Alto para registrar por primera vez en el B-Sisa o para la renovación de las etiquetas por la ruptura de parabrisas u otras causas; ahora los conductores no perderán el tiempo yendo a la ciudad de La Paz para su registro”, destacó.

Chuquisaca es la segunda región productora de líquidos en el país



Chuquisaca desplazó a Santa Cruz en la producción de hidrocarburos líquidos y ahora es el segundo Departamento productor en este rubro sólo después de Tarija, según destaca un informe elaborado por el Centro Departamental de Control y Fiscalización de Hidrocarburos en base a datos del Ministerio de Hidrocarburos.
La producción nacional de líquidos en marzo de este año alcanzó a 78.895 barriles por día (BPD), de los cuales 59.515 barriles corresponden a Tarija y 8.319 barriles a Chuquisaca.

Santa Cruz alcanzó una producción de 6.725 barriles y Cochabamba de 4.338. El rubro de líquidos está compuesto por gasolina, condensado y petróleo.

Chuquisaca era el último Departamento productor de hidrocarburos hasta 2013, cuando empezó a percibir regalías del campo compartido Huacaya-Margarita.
Desde entonces desplazó a Cochabamba en producción de gas natural y ahora a Santa Cruz en líquidos.

Chuquisaca hasta fines del año pasado tenía una participación del 11%, al igual que Santa Cruz; este departamento, sin embargo, registró un descenso de dos puntos porcentuales en marzo de esta gestión.

En el rubro de gas natural, el país produjo en marzo 73,23 millones de metros cúbicos por día (MMmcd). De ese total Chuquisaca aportó con el 10%, después de Tarija (72%) y Santa Cruz (15%). Cochabamba tuvo una participación del 3%.

EN CHUQUISACA
El campo Monteagudo es el reservorio más antiguo en actual operación del Departamento. Comenzó su actividad hace 42 años y en sus mejores épocas llegó a producir más de 10.000 barriles por día (BPD) de un petróleo crudo de excelente calidad. Hoy no pasa de 135 barriles, por lo menos eso se registró en marzo pasado. En ese mismo periodo, en gas natural alcanzó un máximo de 779 mil pies cúbicos por día (MPC).

En el campo Vuelta Grande, descubierto hace 37 años, la producción de líquidos en promedio bordea los 700 BPD y de gas natural los 39 mil pies cúbicos por día.

Por otro lado, en el campo Margarita-Huacaya, donde la región participa con 41.45% en el reservorio H1b, en marzo se generó en favor de Chuquisaca un índice en líquidos de entre 6.369 y 7.770 barriles diarios. En gas natural, se alcanzó un mínimo de 188.596 miles de pies cúbicos (MPC) y un máximo de 220.828 MPC.

La Gobernación es cauta respecto al Margarita X-8

Ante la afirmación de que el pozo Margarita X-8 (Tarija) sería compartido con Chuquisaca, el secretario departamental de Hidrocarburos, Renato Enríquez fue cauto en sus apreciaciones, pero no descartó esa posibilidad.

Hace dos semanas, el presidente de la Brigada de Asambleístas de Chuquisaca, Elmar Callejas, dio por confirmado que el pozo Margarita X-8, cuya explotación de gas inició recientemente, en el megacampo Margarita-Huacaya, es compartido entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca.
Enríquez dijo que por ahora es difícil determinar técnicamente esa situación porque tiene que haber un estudio parecido al que se hizo con los campos Huacaya X-1 y Margarita.

Explicó que el Margarita X-8 es un pozo que está en la formación geológica Santa Rosa, a mayor profundidad de la de Huamampampa donde se encuentra el reservorio H1b que es compartido con Chuquisaca.

Sin embargo, con el pozo Margarita X-7, que se sitúa en el lado chuquisaqueño y está próximo a las pruebas de producción, se pueda determinar alguna posibilidad de conexión con la formación Santa Rosa, añadió por su lado el técnico de hidrocarburos de la Gobernación Félix Navarro.

Añadió que la Repsol, operadora del campo Huacaya, está en preparativos para comenzar la perforación del Huacaya X-2.

lunes, 20 de abril de 2015

Interconexión GASYRG-GIJA garantizará gas a Gran Chaco



La interconexión entre el GASYRG y el GIJA permitirá adecuar el sistema de transporte y garantizar la alimentación de gas natural a la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco Carlos Villegas Quiroga con volúmenes de hasta 20 millones de metros cúbicos por día (MMmcd). La información fue proporcionada a La Razón por YPFB Transierra, que encara este proyecto de interconexión entre el Gasoducto Yacuiba Río Grande (GASYRG) y el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA).

Los datos entregados por la subsidiaria de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación dan cuenta que la interconexión tiene una extensión de 1.600 metros y posibilitará el transporte de gas natural a ese complejo, además de garantizar la operación de la mencionada planta, que está integrada al sistema de exportación de gas a Argentina. Según la firma, con este trabajo se dará más confiabilidad y flexibilidad al sistema de transporte de gas natural.

La puesta en operación de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco Carlos Villegas Quiroga y el incremento de la producción de gas natural de los campos del sur, hacen necesario adecuar el sistema de transporte actual para continuar con el abastecimiento de gas natural para el mercado interno y el cumplimiento de los contratos de exportación.

UBICACIÓN. Este proyecto de interconexión está situado en Yacuiba, en el departamento de Tarija ,y su ejecución tiene un costo superior a los $us 3.000.000. Se estima que finalice el primer semestre de la presente gestión.

La planta de Gran Chaco es uno de los tres complejos más grandes de Sudamérica. Producirá 3.144 toneladas métricas diarias (TMD) de etano, insumo principal para el proceso de industrialización de los hidrocarburos; 2.247 TMD de gas licuado de petróleo (GLP), 1.044 barriles por día (BPD) de isopentano y 1.658 BPD de gasolina natural, según datos de la petrolera estatal. Fue construido sobre una superficie de más de 74 hectáreas.

La primera planta de separación de líquidos en el país es la de Río Grande, ubicada en el municipio de Cabezas del departamento de Santa Cruz, y fue inaugurada el 2 de agosto de 2013. La construcción de la planta Gran Chaco demandó una inversión de al menos $us 680 millones.

El complejo de Gran Chaco tendrá tres funciones fundamentales: la extracción de líquidos del gas natural, generar excedentes de GLP para exportar y dotar de materia prima para el complejo petroquímico. Así lo explicó el 21 de marzo de 2014 el entonces presidente de YPFB Carlos Villegas a los periodistas y líderes de opinión que visitaron esa planta.

En una inspección realizada el 12 de abril de la presente gestión, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó que cuando el complejo entre en operaciones, al 100% de su capacidad, permitirá generar para el país alrededor de $us 500 millones al año por la venta externa de gas licuado de petróleo. Sánchez expresó ese día que solo con la producción al 50% de esa planta se generará, entre junio y diciembre de 2015, alrededor de $us 130 millones de nuevos ingresos para el país.

“Serán ingresos nuevos de aproximadamente 120 a 130 millones de dólares desde junio hasta diciembre, y partir de los próximos años los ingresos serán alrededor de 250 millones de dólares con la producción del 50%. Es decir, cuando esta planta esté operando al 100% de su capacidad, los ingresos para el Estado boliviano serán 500 millones de dólares al año”, agregó durante la inspección del 12 de abril.

La planta y contenidos del gas

Proceso

En la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco Carlos Villegas se recuperará el poder calorífico (excedente) del gas natural que se exporta a Argentina. Ese gas rico contiene metano, etano, propano, butano, dióxido de carbono, agua y otros.

ANH asigna volúmenes máximos de gas oíl a operadores de electricidad

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) autorizó las asignaciones de volúmenes máximos de gas oíl a los operadores de generación eléctrica en los sistemas aislados del país, con el propósito de asegurar la operación adecuada y el suministro de electricidad a los usuarios finales de esos sistemas, informó el lunes una fuente oficial.

Según la ANH, esas asignaciones fueron aprobadas mientras se desarrollen otras alternativas energéticas para la sustitución del combustible subvencionado.

La ANH precisó, en un boletín de prensa, que asignó estas semanas un volumen de 580.000 litros de gas oíl a la Cooperativa de Servicios Eléctricos Guayaramerín Ltda. (COSEGUA), con el fin de garantizar la normal y continua prestación del servicio a la localidad de Guayaramerín, ubicada en el departamento del Beni.

La Dirección de Comercialización y Distribución de Gas Natural de la ANH, en coordinación con la Unidad Legal de Gestión Regulatoria, aseguró la continuidad del suministro de gas oíl para la generación de electricidad en los sistemas aislados que cuenten con asignaciones de combustible, dando a cumplimiento al decreto supremo 2236, de 31 de diciembre de 2014.

Al primer trimestre refinerías baten récord de producción

Las refinerías de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) batieron récord en su producción de gas licuado de petróleo (GLP), Jet Fuel y Diesel Oil gracias a las inversiones realizadas en las plantas de tratamiento.

En enero de 2015, el procesamiento de las unidades de crudo de la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba y de la Refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz en conjunto, alcanzaron 56.020,5 barriles por día (bpd) y el récord del mes de marzo llegó a 59.844,0 bpd, revela un informe de la estatal petrolera.

También el pasado mes, se produjo 20.356.937 litros/mes de gas licuado de petróleo (GLP) y Butano, superando con una importante diferencia al récord registrado en enero de 2014, de 18.754.307 litros mensuales.

La producción de Jet Fuel subió de 21.004.971 litros/mes en octubre de 2014 al récord actual de 22.922.010 litros/mes.

La producción de Diesel Oil en ambas refinerías fue de 75.804.590 litros/mes en diciembre de 2014 y en marzo de este año se registró el récord actual de 81.259.296 litros/mes.

Estos importantes logros, son el resultado de las constantes inversiones que realiza el Gobierno con el objetivo de cubrir la demanda interna de combustibles.
Actualmente, se construye la nueva unidad de reformación catalítica en Cochabamba y la nueva unidad de isomerización en Santa Cruz.

Una vez que ingrese en funcionamiento permitirán la autosuficiencia en el abastecimiento de gasolina en Bolivia.

La construcción de ambos proyectos se inició el 12 de septiembre de 2014 de manera simultánea.

Cuando se tenga la autosuficiencia en gasolina, sólo se importará Diesel al mercado local.

sábado, 18 de abril de 2015

YPFB evaluará potencial de cinco áreas

Las empresas YPFB Andina y YPFB Chaco evaluarán el potencial geológico de cinco nuevas áreas para la elaboración del proyecto inicial exploratorio.

“La finalidad es contar con una evaluación del potencial hidrocarburífero de las áreas Puerto Grether, Sauce Mayu, El Rodeo, Santa Catalina y Almendro”, informó el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá.

Este miércoles suscribieron un acuerdo el presidente de YPFB Corporación, Guillermo Achá, el gerente de YPFB Andina, Juan José Sosa, y el gerente de YPFB Chaco, Carlos Sánchez.

Según la estatal petrolera, en función a los resultados de dicha evaluación, las subsidiarias de YPFB Corporación elaborarán un proyecto exploratorio.

El acuerdo fue suscrito en el marco del Plan Intensivo de Exploración de YPFB para generar proyectos exploratorios cuya finalidad es evaluarlas y establecer potencialidades hidrocarburíferas.

En las áreas Puerto Grether, Sauce Mayu, El Rodeo, Santa Catalina y Almendro se estima un potencial cercano a los 2 trillones de pies cúbicos de gas (TCF) y alrededor de 150 millones de barriles de hidrocarburos líquidos.

viernes, 17 de abril de 2015

YPFB inicia evaluación del potencial geológico en cinco zonas de Santa Cruz y Chuquisaca

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a través de sus empresas subsidiarias YPFB Andina y YPFB Chaco iniciará la evaluación de potencial geológico en cinco áreas de Santa Cruz y Chuquisaca, donde se estima un potencial cercano a 2 TCF de Gas (TCF por su nomenclatura en inglés) y alrededor de 150 MM BBL de hidrocarburos líquidos.

Según un comunicado de prensa enviado por la estatal petrolera, las áreas que cuentan con potencialidades hidrocarburíferas son: Puerto Grether, Almendro, Santa Catalina (Santa Cruz) Sauce Mayu y El Rodeo (Chuquisaca).

Ya el miércoles pasado el presidente de YPFB Corporación, Guillermo Achá, el gerente de YPFB Andina, Juan José Sosa y el gerente de YPFB Chaco, Carlos Sánchez, firmaron el contrato para este proyecto, que se halla dentro del Plan intensivo de Exploración de YPFB.

Según detalla el comunicado, de confirmarse las potencialidades hidrocarburíferas factibles en estas cinco áreas, en un lapso de hasta seis meses se deberá invertir alrededor de $us 200 millones en ellas. Dicho costo contempla las actividades de Geología y Geofísica, adquisición sísmica, permisos ambientales, obras civiles, hasta la perforación del primer pozo exploratorio.

ANH detectó 10.000 vehículos cuyas placas están clonadas

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), mediante el B-SISA (Boliviana de Sistema de Autoidentificación), descubrió a 10.595 motorizados observados por tener placas clonadas, copias no validas, no existentes. Estos vehículos ya no podrán cargar combustible.
Cuando intentaron cargar gasolina apareció, en los surtidores, una alerta marcada con fondo "rojo”. El mensaje señala que debe aproximarse a las oficinas de la Aduana Nacional para contar con la certificacion de importación legal y luego visitar las oficinas de la ANH para solicitar con el documento el desbloqueo de la placa en el sistema B-SISA.

Las estaciones de servicio en el país, que se encuentran conectadas al B-SISA, son 558 y el 97% emite su señal en línea y 3% tiene alguna dificultad de conectividad, aunque éstas reportan sus ventas en el día.
Además, el director de Tecnologías de Información y Comunicación (DTIC), Einard Joffré, dijo que la ANH diseñó otro tipo de alerta de pantalla que no permite el suministro de combustible a vehículos que tengan observaciones.
Es el caso de los cilindros de Gas Natural Vehicular que datan de hace más de 15 años y que son un riesgo de seguridad durante el cargado de carburante en una estación de servicio.

Según Moodys Depreciación monetaria aqueja a las petroleras

Las grandes petroleras y las empresas de bienes de consumo de América Latina pueden enfrentar dificultades por la acentuada depreciación cambiaria de las monedas de los países de la región frente al dólar, según un informe presentado ayer en Sao Paulo por la agencia de calificación de riesgo Moody's.

"Las gigantes petroleras Petrobras (Brasil) y Pemex (México) enfrentan pagos de intereses denominados en dólares e inversiones más costosas que las de la mayoría de las otras empresas integradas de petróleo latinoamericanas", señala el informe.

Para Moody's, la depreciación de las monedas de América Latina frente al dólar en 2015 y 2016 afectará el flujo de caja de empresas con "deuda significativa denominada en dólares" y vencimiento en ese periodo. No avisora mayores esperanzas este año

ANH cortará el suministro a vehículos no registrados

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) anunció que, mediante el sistema B-Sisa, cortará el suministro de combustibles a vehículos que tengan observaciones y sean identificados en las pantallas de las máquinas de venta de las estaciones de servicio en todo el país.

El director de Tecnologías de Información y Comunicación de la ANH, Einard Joffré, explicó que se diseñaron alertas de pantalla que no permitirán el suministro de combustible a vehículos que tengan observaciones, como en el caso de cilindros de gas natural vehicular (GNV) con más de 15 años de uso.

Recordó que alrededor de 17.000 motorizados a GNV tienen observaciones por la excesiva antigüedad de sus cilindros.

También dijo que otra de las alertas marcadas con fondo rojo, será la prohibición de venta de combustible líquido y GNV a vehículos observados por placas clonadas o "inventadas".

YPFB Andina y YPFB Chaco inician evaluación del potencial geológico en cinco nuevas áreas

Las empresas YPFB Andina y YPFB Chaco evaluarán el potencial geológico de cinco nuevas áreas, esto para la elaboración del proyecto inicial exploratorio, informó el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá M.


“La finalidad es contar con una evaluación del potencial hidrocarburífero de las áreas Puerto Grether, Sauce Mayu, El Rodeo, Santa Catalina y Almendro ", indicó Achá.

Este miércoles suscribieron un acuerdo el presidente de YPFB Corporación, Guillermo Achá, el gerente de YPFB Andina, Juan José Sosa y el gerente de YPFB Chaco, Carlos Sánchez.

El acuerdo establece las condiciones y parámetros para la evaluación geológica del potencial hidrocarburífero de estas áreas.

En función a los resultados de dicha evaluación, las subsidiarias de YPFB Corporación elaborarán un Proyecto Inicial Exploratorio.

El acuerdo fue suscrito en el marco del Plan intensivo de Exploración establecido por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y sus empresas subsidiarias a efectos de generar proyectos exploratorios en diferentes áreas, cuya finalidad es la evaluación de las mismas que coadyuven a establecer potencialidades hidrocarburíferas factibles de ser desarrolladas por YPFB.

La estatal petrolera es responsable, a través del Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH) de entregar la información técnica a favor de sus empresas subsidiarias con el fin de realizar la evaluación del potencial de las áreas.

En un plazo de hasta seis meses, a partir de la recepción de la información entregada por el CNIH, YPFB Chaco y YPFB Andina, deberán realizar una evaluación geológica del potencial hidrocarburífero de las áreas Puerto Grether, Sauce Mayu, El Rodeo, Santa Catalina y Almendro, áreas en las que preliminarmente se estima un potencial cercano a 2 TCF de Gas (TCF por su nomenclatura en inglés) y alrededor de 150 MM BBL de hidrocarburos líquidos.

De confirmarse estos volúmenes, producto de los resultados de las evaluaciones, YPFB estima una inversión superior a $us 200 millones, que contempla las actividades de Geología y Geofísica, adquisición sísmica, permisos ambientales, obras civiles, hasta la perforación del primer pozo exploratorio, hecho que marcará el desarrollo de nuevos campos.

jueves, 16 de abril de 2015

Video La ANH pone en marcha un sistema que verificará la legalidad de los vehículos

B-Sisa ayuda a investigar 20 robos y otros delitos cada mes

Alrededor de 20 denuncias de robos, secuestros, estafas y otros delitos son investigados cada mes con el apoyo del control automatizado para la venta de combustible, según informó el jefe de la unidad distrital de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Juan Carlos López.

La Ley de Seguridad Ciudadana 264, en su artículo 49, instruye a la ANH implemetar un sistema de autoidentificación por radiofrecuencia en las estaciones de servicio, que permita conocer dónde se proveen de combustibles los vehículos.

A un año de la implementación del B-Sisa (Boliviana de Sistemas de Autoidentificación), las antenas y equipos instalados en todos los surtidores del país, permiten identificar si el vehículo tiene alguna denuncia.

EL DISPOSITIVO Existen tres colores que marcan estos dispositivos. El color verde es para aquel vehículo que no tiene ninguna restricción, el rojo para el que tiene placas clonadas o con alguna observación judicial y el color rojo para el que no cumplió con la recalificación del cilindro y representa un alto riesgo para la vida de sus ocupantes. Cuando el color es amarillo, los vehículos son dados de baja y rápidamente se informa a la Dirección de Investigación y Prevención de Robo de Vehículos (Diprove).

Pero además, la ANH recibe requerimientos fiscales cada día, que llegan desde la capital y las provincias, para remitir un informe de los lugares de aprovisionamiento de algunos motorizados.

Apuntes.



Ley Nº 264

En el artículo 49, además del sistema de autoidentificación por radiofrecuencia dispone el colocado de etiquetas de autoidentificación en todo vehículo que circule en territorio nacional, las mismas que serán de uso obligatorio y otorgadas de manera gratuita por única vez.

Convenio

La ANH y Diprove tienen un convenio que permite agilizar las investigaciones y eliminar los trámites burocráticos. El personal policial está capacitado y puede ingresar al sistema directamente.

Internacional

El sistema B-Sisa se presentará en Buenos Aires (Argentina), como un proyecto exitoso que contribuye a la investigación y resolución de robos de automotores en Bolivia. La representación nacional participará del encuentro de instituciones policiales de la región, donde se profundizarán acciones en el marco de la Operación Blindaje II contra robos y uso de armas.

miércoles, 15 de abril de 2015

Tarija, la locomotora del gas, impulsa la economía del país

Tarija celebra hoy los 198 años de la batalla de la Tablada con mayores recursos producto de los hidrocarburos. El informe presentado por la Fundación Milenio da cuenta que el ingreso per cápita en 2013 fue de 7.711 dólares, mientras que la media nacional era de 2.757 dólares.
Oruro le sigue a Tarija, con 3.228 dólares de ingreso per cápita. El dato de Tarija es "casi tres veces superior al promedio (2.757 dólares) y cinco veces superior al de Beni, que es el más bajo (1.580 dólares). Claramente se aprecia la abundancia de recursos con la que contó”, especifica el informe.
Desde inicios de la década del 2000, la participación del sector hidrocarburífero en el Producto Interno Bruto (PIB) de Tarija fue aumentando marcadamente y pasó de representar un 21,6% del total en 2000 al 42,8 % en 2005 y manteniéndose relativamente estable desde entonces.
El documento compara el crecimiento del PIB desde 2006 hasta 2013 con y sin el sector de hidrocarburos. Las tasas sin hidrocarburos fueron de 3,3%; 5,2% y 4,5% en 2011, 2012 y 2013, respectivamente. El último año, el PIB estuvo por debajo del 5,2% , que muestra la alta dependencia del gas natural y un menor dinamismo de otros sectores.
Inversión pública
La inversión pública se mantuvo alrededor de los 100 y 160 millones de dólares entre 2005 y 2010.
Sin embargo, siempre según los datos de Milenio, desde 2011 Tarija presentó un salto gracias a los recursos propios y entre 2013 y 2014 se superó los 600 millones de dólares.

Según la fuente de los recursos, el 90% del total de la inversión proviene de tres categorías: regalías, recursos propios e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). "De éstos, dos se relacionan directamente con la producción de gas natural en la región, siendo la más importante las regalías”, dice Milenio, y teme que la caída de precios del petróleo afecte sus ingresos.

Las exportaciones

Datos Las exportaciones tarijeñas sumaron los 4.780 millones de dólares en 2014 y son superiores en 3,1% a lo registrado en 2013. Como desde hace casi una década, más del 90% del valor total corresponde al gas natural que en la gestión anterior, cuando registró 4.542 millones de dólares.
Crecimiento El valor de las exportaciones de gas natural creció desde 2001 en un 153%, el nivel más alto registrado en la década.

Paquetes turísticos para dos días

La gerente de la empresa estatal Boliviana de Turismo (Boltur), Lourdes Omoya, informó que a partir de la fecha la empresa ofrecerá paquetes turísticos de fin de semana para visitar Tarija.
"Es un paquete turístico que lo lanzamos a partir de este fin de semana y lo promocionaremos durante todos los fines de semana como un paquete establecido como una oferta de Boltur, porque queremos seguir promocionando Tarija como un destino que mucha gente quiere visitar”, informó a la ABI.
Explicó que el paquete consta de dos días y una noche en el Hostal Carmen, donde se ofrecerá un brindis de bienvenida, dos desayunos buffet, un city tour por la ruta del vino y campiña chapaca, un plato típico, degustación de vinos con mesa de picados de productos regionales (queso de cabra, jamón tipo serrano, panecillos y otros). El paquete tendrá un costo desde 850 bolivianos.
"Entonces, nosotros queremos promocionar este destino turístico tan maravilloso, porque además hemos visto que una de las tendencias de hoy en día es compartir lo típico de las regiones”, declaró.

Caen ingresos por IDH Regiones y universidades tendrán menos recursos

Dos analistas económicos, Armando Méndez y Armando Álvarez, coincidieron en señalar, por separado, que las regiones y universidades serán las más afectadas por la caída de los impuestos por concepto de hidrocarburos.

Los ingresos por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) bajaron en 444 millones de bolivianos (-12%) en el primer trimestre de 2015 respecto al mismo período del pasado año. Sin embargo, las recaudaciones en general crecieron en un 3% gracias los impuestos de mercado interno, cuya recaudación subió en 13%, según datos del Servicio de Impuestos Nacionales (SIN).

“Las regiones se van a ver un poco más afectadas con la disminución de este impuesto, van a tener menos ingresos que gastar por tanto las regiones están obligadas a hacer ajustes en sus presupuestos, si es que estaban contando con mayores ingresos por concepto de hidrocarburos”, explicó Méndez.

Para Álvarez, posiblemente las más afectadas sean las universidades y no tanto los municipios, ya que estos de alguna manera tendrían una especie de colchón por los recursos acumulados de años pasados.

“De alguna manera los limita a futuro, de hacer cierto tipo de inversiones en obras públicas, pero hoy en corto plazo tiene el colchón de recursos acumulados que el año pasado no ha sido utilizado, de laguna manera eso los ayuda”, indicó.

Desde 2014, los precios del crudo están en caída por los excesos de oferta del producto y la contracción de la demanda en Asia y Europa. Según Méndez, esta tendencia tiende a mantenerse, pues según los expertos, para este 2015 “el precio de los hidrocarburos no va volver a recuperarse y, por tanto, la caída de nuestras exportaciones por gas e ingresos como el IDH este año van a estar bajos”.

Para Álvarez si esto mejora y no se mantiene así durante todo el año, “el impacto puede no ser realmente importante, pero si se mantiene durante todo el año esa tendencia, el efecto va ser mayor”.

En criterio de Méndez, el crecimiento del 3% en las recaudaciones de impuestos es una tasa baja, muy modesta, “está rompiendo con los comportamientos del pasado, lo cual quiere decir que también la economía interna en general se está enfriando, la actividad económica está menos dinámica”.

Tarija tiene altos ingresos y depende del gas natural

Un informe de la Fundación Milenio dio cuenta que el ingreso en el departamento se mantuvo como el más alto de Bolivia en 2013 muy por encima del segundo que fue Oruro con $us 3,228. Siendo casi tres veces superior al promedio ($us 2,757) y cinco veces superior al de Beni, el más bajo ($us 1,580). Claramente se aprecia la abundancia de recursos, señala Milenio.

PRODUCTO

El Producto Interno Bruto (PIB) tarijeño en 2013 respecto a 2012 se expandió a una tasa de 11.1 por ciento, la más alta desde 2005, mejorando el porcentaje de la gestión 2012 y de la economía nacional que tuvo un crecimiento de 6.8 por ciento. Gran parte del desempeño del departamento se explica por la dinámica del gas natural que es el principal producto de exportación del país.

Desde inicios de la década de 2000, la participación del sector hidrocarburífero en el PIB de Tarija fue aumentando marcadamente, pasando de representar un 21.6 por ciento del total en 2000 al 42.8 por ciento en 2005 y manteniéndose relativamente estable desde entonces, dice el reporte de Milenio.

PROYECCIÓN

Si se compara el crecimiento del PIB desde el 2006 hasta el 2013 con y sin el sector de hidrocarburos se observa la diferencia de resultados y por ende la incidencia de este. Las tasas sin hidrocarburos fueron de 3.3 por ciento, 5.2 por ciento y 4.5 por ciento en 2011, 2012 y 2013, respectivamente. El último año el producto habría estado por debajo del 5.2 por ciento de 2012 mostrando la alta dependencia del gas natural y dando señales de un menor dinamismo de otros sectores. En 2009 si se descarta el gas natural la tasa de crecimiento hubiera sido de 3.5 por ciento y no la caída de 1.2 por ciento que registró.

INVERSIÓN PÚBLICA

La inversión pública se mantuvo alrededor de los $us 100 y $us 160 millones entre el 2005 y 2010, presentando un salto importante desde 2011 gracias a los recursos propios. Tanto en 2013 como en 2014 se superó los US$ 600 millones siendo casi el doble de 2011.

Según la fuente de los recursos claramente se observa que cerca al 90 por ciento del total de inversión del departamento se debe a tres categorías: regalías, recursos propios e IDH. De estos dos se relacionan directamente con la producción de gas natural en la región siendo la más importante las regalías. Dada la caída del precio del barril de petróleo a nivel internacional, que sirve de referencia para el cálculo del precio de exportación del gas natural tanto a Brasil como Argentina, es de esperarse que la inversión pública caiga por los menores montos recibidos en concepto de regalías e IDH, algo que parece confirmarse el primer trimestre de 2015.

EXPORTACIONES

Las exportaciones tarijeñas totalizaron $us 4,780.9 millones en 2014, registro superior en 3.1 por ciento al 2013. Como desde hace casi una década más del 90 por ciento del valor total corresponde al gas natural que en la gestión anterior registró $us 4,542.3 millones.

martes, 14 de abril de 2015

Denuncian que no hay provisión de cilindros para reconversión a GNV

Hace dos meses que la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV) no cumple con la provisión de cilindros para reconversión, denunciaron ayer representantes de la Federación de Choferes de Cochabamba y de la Cámara de Talleres de Conversión.

Además, denunciaron el intento de modificar el Decreto Supremo 675 que da gratuidad al mantenimiento de los cilindros.

El jefe de la Unidad Operativa de la EEC-GNV de Cochabamba, Bruno Ríos, no pudo ser contactado por este medio.

Desde la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), una funcionaria señaló que esa entidad no se encarga de la provisión, sino del seguimiento, aunque en ese momento dijo no contar con los datos sobre Cochabamba.

El dirigente del transporte federado, José Orellana, señaló que “no existe ni un solo cilindro, de ninguna medida” y que el problema comenzó hace seis meses cuando la EEC-GNV comenzó a “retacear” el envío.

El presidente de la Cámara de Talleres de Conversión a GNV de Cochabamba, Jorge San Román, corroboró la versión de Orellana. Contó que hace unos seis meses que comenzaron los problemas, pero hace dos que no llegan los cilindros.

Orellana afirmó que no hay una explicación para la falta de provisión, pues los recursos que maneja la entidad se generan “al día”.

San Román dijo que le explicaron que las licitaciones se lanzaron recientemente por falta de presupuesto.

Sin embargo, la aclaración no le parece coherente pues la EEC-GNV maneja los recursos obtenidos por la retención de 0,20 bolivianos por cada metro cúbico de gas natural que cargan en surtidores tanto vehículos públicos como privados.

Añadió que tampoco entiende por qué la entidad insiste en hacer licitaciones internacionales cuando el mercado interno puede proveer los cilindros.

Respecto a la modificación del decreto sobre la gratuidad, dijo que es una iniciativa del director nacional de la EEC-GNV, Hernán Vega, que fue presentada a consideración del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Orellana anunció que el transporte federado abordará el tema en un ampliado nacional para analizar las medidas a tomar.

Recalificaciones

El presidente de la Cámara de Talleres de Conversión a GNV de Cochabamba, Jorge Román, informó que a nivel departamental habría una asignación de 5.600 cilindros para la conversión gratuita a GNV pero todavía no estarían disponibles.

También aseguró que están programadas alrededor de 22 mil recalificaciones de vehículos en esta ciudad, de las cuales 3.200 estarían destinadas al transporte público.

La EEC-GNV informó en agosto que para este año prevé ahorrar unos 250 millones de dólares en la subvención de combustibles.

Gobierno firma memorándums de entendimiento con Petrobras y Gazprom

El Gobierno boliviano suscribió hoy martes, mediante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, dos memorándums de entendimiento con la brasileña Petrobras y la rusa Gazprom, sobre trabajos de exploración gasífera en tres nuevas áreas y la actualización del esquema general para el desarrollo del sector de gas en Bolivia hasta 2030.
El presidente de YPFB, Guillermo Achá, explicó que el primer memorándum fue firmado con Pretrobras, y allana el camino para consolidar con esa empresa un contrato de exploración sobre las áreas Sunchal, San Telmo y Astillero, en Tarija, donde se presume la existencia de al menos 4,88 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural.
"Es necesaria la participación de empresas operadoras, en este caso Petrobras, que hoy este memorándum de entendimiento que vamos a firmar representa que se comiencen pues todas las actividades previas a la firma de un contrato para las áreas de San Telmo, Sunchal y Astillero", informó en un discurso previo a la firma.
Achá sostuvo que el memorándum suscrito con Petrobras señala que se pueden invertir hasta 2.057 millones de dólares, durante todo el tiempo que puedan durar las actividades de exploración, transporte, o construcción de plantas en esas tres áreas. "Podría generarse esta cantidad de recursos invertidos en el departamento de Tarija", agregó.
El primer memorándum de entendimiento fue suscrito por el Presidente de YPFB, y el representante de Petrobras, Erik Portela.
Por otro lado, el segundo memorándum de entendimiento fue refrendado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, el Presidente de YPFB, y el representante de Gazprom, Vladimir Ilianin, con el fin de actualizar el esquema general para el desarrollo del sector de gas en Bolivia hasta el 2030.

ACUERDO Así, el represente en Gazprom recordó que el inicio de ese acuerdo fue delineado en febrero de 2007, cuando se definió también una cooperación para el desarrollo de los campos de procesamiento de gas natural en Bolivia.
"Para nosotros es un gran honor participar en la elaboración de este importante documento, como ustedes saben el principio de nuestra cooperación fue establecido por el memorándum de entendimiento firmado el 21 de febrero del año 2007, entre Gazprom y YPFB, en los campos de producción, procesamiento de gas natural, así como en el campo de la cooperación científica y técnica", remarcó Ilianin.
El Presidente de YPFB remarcó que el acuerdo con Gazprom permitirá planificar el camino por donde Bolivia puede seguir encontrando recursos naturales, y consolidar la estabilidad económica del país.
A su turno, el Ministro de Hidrocarburos y Energía señaló que ese tipo de acuerdos ratifica que el país aún tiene un gran potencial sobre la exploración y producción de hidrocarburos.
"La producción (de gas natural) en 2006 era de 19 millones de metros cúbicos al día (MMmcd), y ahora estamos con 42 (MMmcd) en Tarija, Así que hemos duplicado la producción y básicamente eso se refiere a las inversiones que se ha hecho en exploración y explotación", relievó.

Presentarán resultados del B-Sisa en Argentina

El proyecto Boliviana de Sistemas de Autoidentificación (B-Sisa) será presentado en Buenos Aires, Argentina, por sus resultados en la investigación y resolución de robos de automotores en el territorio nacional.
La presentación será realizada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Policía Boliviana a través de la Dirección de Investigación y Prevención y Robo de Vehículos (Diprove), sostiene una nota de prensa de la entidad reguladora.
La representación boliviana participará en el encuentro de instituciones policiales de la región que se desarrollará en la capital argentina, entre el miércoles y jueves, donde se profundizará acciones en el marco de la Operación Blindaje II, que fue presentada el año pasado en Bogotá, Colombia, coordinada por la oficina de Interpol, para América del Sur, acordando el control de ingreso y salidas de vehículos nacionales y extranjeros entre países límitrofes.
El B-Sisa se constituye en una herramienta valiosa de información para la investigación de casos, como robo de vehículos, secuestros, entre otros; además de detectar el uso ilícito de combustible para el contrabando y para la explotación ilegal de oro y madera.
El director de Tecnologías de Información y Comunicación (DTIC), Einard Joffré, informó que efectivos de Diprove fueron capacitados por técnicos de la ANH sobre el uso del B-Sisa, en cumplimiento a la Ley de Seguridad Ciudadana.
Joffre explicó que la institución reguladora otorga datos del B-Sisa como lugares específicos de las estaciones de servicio donde los motorizados realizaron cargas de combustible, identificados a través de las placas de control.

lunes, 13 de abril de 2015

YPFB y Petrobras firman contratos de exploración

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petrobras suscribirán, este martes, tres contratos de exploración petrolera en las áreas de Sunchal de la provincia Gran Chaco, San Telmo y Astillero, en la provincia Arce, confirmó este lunes el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

A la firma de los documentos de operación asistirá el presidente Evo Morales como parte de la agenda en homenaje a la efeméride del departamento de Tarija.

Sánchez reveló a EL DEBER que la inversión total es de 800 millones de dólares en las tres áreas petroleras que fueron asignadas a la compañía brasileña, que como operadora de servicios petroleros, debe asumir por cuenta y riesgo la exploración.

"Son tres contratos que pensamos van a ser exitosos en el tiempo, esperando que sean megacampos similar al tamaño de San Alberto", declaró el ministro que esta tarde acompañará al presidente Morales en la firma para el tendido de alta tensión de energía eléctrica en la ciudad fronteriza de Bermejo, con la perspectiva de incorporarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Tras la suscripción de los contratos entre YPFB y Petrobas, se estima que las actividades de sísmica geológica y exploratoria en las tres áreas comenzarán a finales de este año.

El ministro dijo que, en el caso de San Telmo, la producción será temprana desde el pozo a ser perforado para conectarse a la planta de procesamiento de gas natural en el campo San Alberto porque se encuentra a una distancia entre 90 a 100 kilómetros. "No va ver necesidad de construir otra planta", afirmó Sánchez.