En la gestión 2012, las empresas de instalación de gas domiciliario no pasaban las 30, pero este año existen 350 empresas trabajando, lo que demuestra la gran demanda en este rubro en Santa Cruz, así lo informó Dalmir Gutiérrez, presidente de la Asociación de Empresas Instaladoras de Gas y Redes.
"Santa Cruz ya debe estar con el 50% de gas domiciliario porque la demanda se ha incrementado bastante en los últimos años. Cada día aparecen más domicilios que requieren el servicio. El año pasado éramos 200 empresas y ahora somos 350", dijo Gutiérrez.
De acuerdo a la gerencia nacional de redes de gas y ductos de YPFB, entre enero y septiembre de este año se instalaron en el país 75.161 conexiones de gas domiciliarias de las cuales 18.237 conexiones fueron en Santa Cruz.
Noticias de la prensa en la que se mencionan a los hidrocarburos y todo lo relacionado a ello.
lunes, 30 de noviembre de 2015
La ANH pone la mira en la mala calidad de lubricantes
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) marcó un hito esta semana en el inicio del control de calidad de lubricantes gracias a las operaciones que ejecutan sus laboratorios móviles, que tienen como misión velar por la calidad de todos los derivados de los hidrocarburos en el país.
El director técnico de la institución, Northon Torres, explica que se ejecutaron varios controles en el marco del cumplimiento del Decreto Supremo 1499, que permite que el personal técnico de la ANH haga la verificación de la calidad no sólo de los lubricantes, sino también de los carburantes.
"En el marco de nuestras atribuciones, esta semana hemos podido secuestrar los primeros 617 litros de lubricantes a una empresa importadora que había declarado en sus papeles que cumplía todos los requisitos, sin embargo, una vez sometidas las pruebas en nuestros laboratorios, éstas no cumplían con la calidad, por lo que sus productos fueron inmediatamente secuestrados como manda la norma”, afirma.
De acuerdo con Torres, el decreto mencionado faculta a la ANH para hacer estos controles, en ese sentido se fijan parámetros de calidad para los carburantes y para los lubricantes. "Existen lubricantes de multigrado y monogrado, los cuales son utilizados en el transporte privado y público, en vehículos para la actividad agrícola, transporte pesado y demás; y el decreto manda que cuidemos la calidad de los lubricantes que estos vehículos utilizan para alargar la vida de sus piezas”, dice.
Controles permanentes
Mediante un comunicado, la Unidad de Comunicación Institucional de la ANH informó que los laboratorios móviles ejecutan permanentes controles a la calidad no sólo de lubricantes, sino de todos los carburantes que se venden en el país, y que también se ejecutan secuestros cuando no se cumplen con las especificaciones.
Según el documento, el personal técnico de verificación de calidad que opera el laboratorio móvil número 3, asignado al departamento de La Paz, durante un operativo de control de calidad detectó lubricantes fuera de las especificaciones técnicas de calidad, con lo que se procedió a la incautación del producto.
Este hecho se constituye en el primer secuestro de lubricantes en el país por mala calidad y que fue detectado por los laboratorios móviles de la estatal reguladora. "Posteriormente a esta retención, la Agencia Nacional de Hidrocarburos entregó el producto al Distrito Comercial de YPFB más cercano (Senkata)”, agrega el comunicado de la ANH.
"La ANH realiza en todo el territorio nacional el control del cumplimiento de las especificaciones técnicas de calidad de lubricantes y carburantes, realizando exhaustivos operativos de control, garantizando a la población productos terminados en condiciones de calidad aptas para su consumo”, dice el documento que exhorta a los importadores a garantizar la calidad de los mismos si no quieren perder su mercancía.
Sólo en las operaciones de sus laboratorios móviles, el mes pasado la ANH logró realizar el control de calidad de carburantes y lubricantes de 338 estaciones de servicio a nivel nacional, con un total de 761 muestras de carburantes líquidos; así garantiza la calidad de los carburantes que se comercializan en el territorio nacional.
"Esta semana hemos podido secuestrar los primeros 617 litros de lubricantes a una empresa”. Northon Torres / ANH
761 Muestras de carburantes líquidos recogió la ANH en sus laboratorios móviles sólo durante octubre.
Se ejecutan pruebas volumétricas a cisternas de YPFB aviación
La Unidad de Operaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) verificó los contómetros de cuatro cisternas de diferentes capacidades que transportan combustible para las diferentes aeronaves que transitan por el aeropuerto Jorge Wilstermann.
A través de las pruebas que se llevan a cabo sobre la base de la programación operativa anual, la Unidad de Operaciones dio con resultados aceptables. El procedimiento de operación de las cisternas cumplió con todos los protocolos de bioseguridad y seguridad industrial universalmente reconocidos.
La ANH recomienda que si los usuarios y/o consumidores detectan alguna anomalía en el combustible que utiliza su vehículo de transporte no duden en presentar su queja a sus direcciones distritales en todo el país, o pueden presentar sus reclamos a la línea gratuita 800-10-6006.
Presunto guardia edil de El Alto era cabecilla de contrabandistas
En el marco de las operaciones de control al contrabando de combustibles que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ejecuta en las fronteras del país, la pasada semana se detuvo a un trabajador de la Alcaldía de El Alto, quien era cabecilla de una banda delincuencial dedicada al tráfico de combustible al Perú.
Según informó la entidad reguladora, después de un trabajo arduo de Inteligencia que duró más de mes y medio, se logró capturar al supuesto cabecilla de la mencionada banda delincuencial, identificado como José H. F.
"Este operativo (ejecutado en horas de la tarde del viernes) fue destinado estrictamente a aprehender a este cabecilla. En el momento de la aprehensión hemos podido identificar presumiblemente que el sujeto sería funcionario de la Alcaldía de El Alto, en calidad de guardia municipal”, afirmó el director de Interdicción de la ANH, Jaime Cuéllar.
"El vehículo estaba modificado en toda su estructura; desde los asientos hasta las paredes laterales eran para transportar carburantes. Este motorizado estaba lleno de combustible, por ejemplo, los asientos eran combustible forrado de esponja”.
Durante la aprehensión se encontró al sujeto en un vehículo que, según se presume, transportaba aproximadamente 1.200 litros de combustible en cada viaje, según Cuéllar.
De acuerdo con las primeras investigaciones, esta persona transportaba el carburante de contrabando durante la noche y la madrugada (de 19:00 a 4:00), lo cual hace suponer que se dedicaba a esta ilícita actividad después de cumplir con su labor de guardia municipal durante el día. "Llevaba alrededor de uno, dos y hasta tres viajes todas las noches”, indicó.
Cabe destacar que el litro de combustible, cuando cruza la frontera de Perú, tiene un costo que oscila entre nueve y 10 bolivianos. Las personas que sepan de estos ilícitos pueden realizar su denuncia a la línea gratuita al 800-10-6006.
El director técnico de la institución, Northon Torres, explica que se ejecutaron varios controles en el marco del cumplimiento del Decreto Supremo 1499, que permite que el personal técnico de la ANH haga la verificación de la calidad no sólo de los lubricantes, sino también de los carburantes.
"En el marco de nuestras atribuciones, esta semana hemos podido secuestrar los primeros 617 litros de lubricantes a una empresa importadora que había declarado en sus papeles que cumplía todos los requisitos, sin embargo, una vez sometidas las pruebas en nuestros laboratorios, éstas no cumplían con la calidad, por lo que sus productos fueron inmediatamente secuestrados como manda la norma”, afirma.
De acuerdo con Torres, el decreto mencionado faculta a la ANH para hacer estos controles, en ese sentido se fijan parámetros de calidad para los carburantes y para los lubricantes. "Existen lubricantes de multigrado y monogrado, los cuales son utilizados en el transporte privado y público, en vehículos para la actividad agrícola, transporte pesado y demás; y el decreto manda que cuidemos la calidad de los lubricantes que estos vehículos utilizan para alargar la vida de sus piezas”, dice.
Controles permanentes
Mediante un comunicado, la Unidad de Comunicación Institucional de la ANH informó que los laboratorios móviles ejecutan permanentes controles a la calidad no sólo de lubricantes, sino de todos los carburantes que se venden en el país, y que también se ejecutan secuestros cuando no se cumplen con las especificaciones.
Según el documento, el personal técnico de verificación de calidad que opera el laboratorio móvil número 3, asignado al departamento de La Paz, durante un operativo de control de calidad detectó lubricantes fuera de las especificaciones técnicas de calidad, con lo que se procedió a la incautación del producto.
Este hecho se constituye en el primer secuestro de lubricantes en el país por mala calidad y que fue detectado por los laboratorios móviles de la estatal reguladora. "Posteriormente a esta retención, la Agencia Nacional de Hidrocarburos entregó el producto al Distrito Comercial de YPFB más cercano (Senkata)”, agrega el comunicado de la ANH.
"La ANH realiza en todo el territorio nacional el control del cumplimiento de las especificaciones técnicas de calidad de lubricantes y carburantes, realizando exhaustivos operativos de control, garantizando a la población productos terminados en condiciones de calidad aptas para su consumo”, dice el documento que exhorta a los importadores a garantizar la calidad de los mismos si no quieren perder su mercancía.
Sólo en las operaciones de sus laboratorios móviles, el mes pasado la ANH logró realizar el control de calidad de carburantes y lubricantes de 338 estaciones de servicio a nivel nacional, con un total de 761 muestras de carburantes líquidos; así garantiza la calidad de los carburantes que se comercializan en el territorio nacional.
"Esta semana hemos podido secuestrar los primeros 617 litros de lubricantes a una empresa”. Northon Torres / ANH
761 Muestras de carburantes líquidos recogió la ANH en sus laboratorios móviles sólo durante octubre.
Se ejecutan pruebas volumétricas a cisternas de YPFB aviación
La Unidad de Operaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) verificó los contómetros de cuatro cisternas de diferentes capacidades que transportan combustible para las diferentes aeronaves que transitan por el aeropuerto Jorge Wilstermann.
A través de las pruebas que se llevan a cabo sobre la base de la programación operativa anual, la Unidad de Operaciones dio con resultados aceptables. El procedimiento de operación de las cisternas cumplió con todos los protocolos de bioseguridad y seguridad industrial universalmente reconocidos.
La ANH recomienda que si los usuarios y/o consumidores detectan alguna anomalía en el combustible que utiliza su vehículo de transporte no duden en presentar su queja a sus direcciones distritales en todo el país, o pueden presentar sus reclamos a la línea gratuita 800-10-6006.
Presunto guardia edil de El Alto era cabecilla de contrabandistas
En el marco de las operaciones de control al contrabando de combustibles que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ejecuta en las fronteras del país, la pasada semana se detuvo a un trabajador de la Alcaldía de El Alto, quien era cabecilla de una banda delincuencial dedicada al tráfico de combustible al Perú.
Según informó la entidad reguladora, después de un trabajo arduo de Inteligencia que duró más de mes y medio, se logró capturar al supuesto cabecilla de la mencionada banda delincuencial, identificado como José H. F.
"Este operativo (ejecutado en horas de la tarde del viernes) fue destinado estrictamente a aprehender a este cabecilla. En el momento de la aprehensión hemos podido identificar presumiblemente que el sujeto sería funcionario de la Alcaldía de El Alto, en calidad de guardia municipal”, afirmó el director de Interdicción de la ANH, Jaime Cuéllar.
"El vehículo estaba modificado en toda su estructura; desde los asientos hasta las paredes laterales eran para transportar carburantes. Este motorizado estaba lleno de combustible, por ejemplo, los asientos eran combustible forrado de esponja”.
Durante la aprehensión se encontró al sujeto en un vehículo que, según se presume, transportaba aproximadamente 1.200 litros de combustible en cada viaje, según Cuéllar.
De acuerdo con las primeras investigaciones, esta persona transportaba el carburante de contrabando durante la noche y la madrugada (de 19:00 a 4:00), lo cual hace suponer que se dedicaba a esta ilícita actividad después de cumplir con su labor de guardia municipal durante el día. "Llevaba alrededor de uno, dos y hasta tres viajes todas las noches”, indicó.
Cabe destacar que el litro de combustible, cuando cruza la frontera de Perú, tiene un costo que oscila entre nueve y 10 bolivianos. Las personas que sepan de estos ilícitos pueden realizar su denuncia a la línea gratuita al 800-10-6006.
Arman un bloque común en rechazo al recorte del IDH
El secretario de la Gobernación de Santa Cruz, Roly Aguilera, anunció que se está armando un bloque en rechazo a la Ley de incentivos a la exploración de hidrocarburos, por el recorte de recursos a gobernaciones municipios, universidades y pueblos indígenas.
Consideran que el proyecto de Ley viola la voluntad del pueblo boliviano expresado en el referéndum del 2004, que establecía que los recursos para educación, salud, caminos y empleos deber se priorizados.
“Rechazamos este proyecto de Ley y cualquier otro que pretenda confiscar recursos", señaló.
Aguilera sostiene que el Gobierno central, "en lugar de buscar un Pacto Fiscal para inyectar recursos a los gobiernos subnacionales, están creando este 'anti Pacto Fiscal'”.
El senador Oscar Ortiz, afirmó que rechazarán el proyecto de Ley y exhortó a sus colegas que actúen en consecuencia por los derechos de la gente dejando de lado los colores políticos.
“Tenemos que reclamarle al Gobierno Nacional que se haga cargo de sus responsabilidades y competencias utilizando los recursos que tiene en abundancia para financiar la explotación de hidrocarburos sin confiscar los recursos de salud y educación de las gobernaciones y municipios”, expresó.
Germaín Caballero, de la mancomunidad chiquitana, aseguró que un recorte más es insostenible para los municipios, citando el caso de San José de Chiquitos no va a poder sostener un programa de atención de salud gratuita y tampoco el funcionamiento de un hospital de segundo nivel.
Consideran que el proyecto de Ley viola la voluntad del pueblo boliviano expresado en el referéndum del 2004, que establecía que los recursos para educación, salud, caminos y empleos deber se priorizados.
“Rechazamos este proyecto de Ley y cualquier otro que pretenda confiscar recursos", señaló.
Aguilera sostiene que el Gobierno central, "en lugar de buscar un Pacto Fiscal para inyectar recursos a los gobiernos subnacionales, están creando este 'anti Pacto Fiscal'”.
El senador Oscar Ortiz, afirmó que rechazarán el proyecto de Ley y exhortó a sus colegas que actúen en consecuencia por los derechos de la gente dejando de lado los colores políticos.
“Tenemos que reclamarle al Gobierno Nacional que se haga cargo de sus responsabilidades y competencias utilizando los recursos que tiene en abundancia para financiar la explotación de hidrocarburos sin confiscar los recursos de salud y educación de las gobernaciones y municipios”, expresó.
Germaín Caballero, de la mancomunidad chiquitana, aseguró que un recorte más es insostenible para los municipios, citando el caso de San José de Chiquitos no va a poder sostener un programa de atención de salud gratuita y tampoco el funcionamiento de un hospital de segundo nivel.
Bolivia y Brasil negociarán ampliación del contrato de gas
Los gobiernos de Bolivia y Brasil se sentarán el próximo 10 de diciembre para abordar, entre otros temas, la ampliación del contrato de compra y venta de gas que concluye en 2019, confirmó este lunes el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.
"Con Brasil va el equipo de YPFB y del Ministerio el 10 de diciembre a no solamente ver el tema de la ampliación del contrato de compra y venta de gas, sino también por otros temas energéticos", informó la autoridad.
La comisión boliviana estará integrada por el ministro de Hidrocarburos y los presidentes de YPFB, Guillermo Achá, y de la Empresa Nacional de Electricidad, Eduardo Paz.
La reunión en Brasil será con el Ministerio de Minas y Energía, que está a la cabeza de Eduardo Braga. La reunión se realizará luego de que en octubre pasado, en el marco de la reunión de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) realizada en Tarija, ambos gobiernos acordaran negociar la ampliación del contrato de compra y venta de gas.
Según Sánchez, en declaraciones el pasado 18 de noviembre, el nuevo contrato abarcará "precios mayores" a los actuales, como sucede con la venta de gas a la Termoeléctrica de Cuiabá, a la cual se vende a un precio inicial de 10,16 dólares el millón de la Unidad Térmica Británica (BTU), cuando la venta a Brasil, al segundo trimestre de este año, se encontraba a 5,7 dólares el millón de BTU.
El contrato de venta a largo plazo con Brasil establece un volumen máximo de 30,08 millones de metros cúbicos día (Mmcd) con vigencia hasta 2019, al cual se suma el contrato interrumpible con la termoeléctrica de Cuiabá que fija el envío de hasta 2,24 Mmcd de gas natural hasta 2016.
Desde 1999, Bolivia exporta gas a Brasil. La fórmula de venta contiene los precios de diversos combustibles, siendo el del petróleo West Texas Intermediate (WTI) el más importante.
"Con Brasil va el equipo de YPFB y del Ministerio el 10 de diciembre a no solamente ver el tema de la ampliación del contrato de compra y venta de gas, sino también por otros temas energéticos", informó la autoridad.
La comisión boliviana estará integrada por el ministro de Hidrocarburos y los presidentes de YPFB, Guillermo Achá, y de la Empresa Nacional de Electricidad, Eduardo Paz.
La reunión en Brasil será con el Ministerio de Minas y Energía, que está a la cabeza de Eduardo Braga. La reunión se realizará luego de que en octubre pasado, en el marco de la reunión de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) realizada en Tarija, ambos gobiernos acordaran negociar la ampliación del contrato de compra y venta de gas.
Según Sánchez, en declaraciones el pasado 18 de noviembre, el nuevo contrato abarcará "precios mayores" a los actuales, como sucede con la venta de gas a la Termoeléctrica de Cuiabá, a la cual se vende a un precio inicial de 10,16 dólares el millón de la Unidad Térmica Británica (BTU), cuando la venta a Brasil, al segundo trimestre de este año, se encontraba a 5,7 dólares el millón de BTU.
El contrato de venta a largo plazo con Brasil establece un volumen máximo de 30,08 millones de metros cúbicos día (Mmcd) con vigencia hasta 2019, al cual se suma el contrato interrumpible con la termoeléctrica de Cuiabá que fija el envío de hasta 2,24 Mmcd de gas natural hasta 2016.
Desde 1999, Bolivia exporta gas a Brasil. La fórmula de venta contiene los precios de diversos combustibles, siendo el del petróleo West Texas Intermediate (WTI) el más importante.
YPFB retoma exploración de pozos luego de 19 años
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) retoma su rol como operador en la actividad de exploración, después de 19 años con la perforación del pozo ITG-X3, labor para la que utilizará equipo propio y personal de la empresa estatal.
Para este cometido, traslada en 50 camiones el equipo de perforación YPFB-01 al pozo Itaguazurenda. El convoy recorre el tramo desde Carrasco (Cochabamba) hasta Itaguazurenda, ubicado en el municipio de Charagua, Santa Cruz, tras haberse concluido la construcción del camino de acceso y la planchada del mismo, de acuerdo con información de YPFB.
Traslado de equipos
El traslado del equipo comenzó el 25 de noviembre y se estima que concluirá aproximadamente el 15 de diciembre, de acuerdo con un informe emitido por la estatal petrolera.
“El desmontaje, traslado y montaje (DTM) se inició el 25 de noviembre, inicialmente con 25 camiones, ampliando hasta 50 motorizados necesarios para completar las 151 cargas que componen el equipo de perforación; se prevé su conclusión (del traslado) en 20 días, realizando el montaje de forma paralela al arribo de las cargas a la locación”, señaló el presidente ejecutivo de YPFB, Guillermo Achá.
El equipo tiene una capacidad de 1.500 HP, cuenta con tecnología Top Drive, motores eléctricos, accesorios de control, sistema de cámara, monitor y herramientas con válvulas de seguridad manuales e hidráulicas, entre otros.
Logística
La perforación del pozo ITG-X3, que se estima comenzará en diciembre, llegará a la profundidad de 2.500 metros con objetivo primario de alcanzar la formación Iquiri, y el objetivo secundario en las formaciones Chorro y Tupambi, con la expectativa de incrementar las reservas hidrocarburíferas del país. Para este cometido, la logística del traslado del equipo permitirá paralelamente el montaje de un campamento para 104 personas con todas las comodidades necesarias.
Antes del traslado del equipo de perforación al pozo Itaguazuenda X3, YPFB construyó un camino de acceso en dos tramos con ensanchamiento y desmonte, según detalla la ABI.
El primero de los tramos es de 2.723 metros y el segundo de 208 metros. Ambos tienen una capa de relleno con material común, con una inversión de 15,9 millones de bolivianos.
La planchada (plataforma) del pozo Itaguazurenda X3 se concluyó el 21 de noviembre. La orden de proceder se dio el 14 de septiembre de este año. Tiene una dimensión de 110 metros por 90 metros, un área de parqueo adyacente a la plataforma y planchada del campamento afirmada con material de ripio e incluye cerco perimetral.
Yacimientos informó en agosto que invierte $us 3.000 millones en 47 proyectos de exploración con potencial de petróleo, gas y condensado.
Para este cometido, traslada en 50 camiones el equipo de perforación YPFB-01 al pozo Itaguazurenda. El convoy recorre el tramo desde Carrasco (Cochabamba) hasta Itaguazurenda, ubicado en el municipio de Charagua, Santa Cruz, tras haberse concluido la construcción del camino de acceso y la planchada del mismo, de acuerdo con información de YPFB.
Traslado de equipos
El traslado del equipo comenzó el 25 de noviembre y se estima que concluirá aproximadamente el 15 de diciembre, de acuerdo con un informe emitido por la estatal petrolera.
“El desmontaje, traslado y montaje (DTM) se inició el 25 de noviembre, inicialmente con 25 camiones, ampliando hasta 50 motorizados necesarios para completar las 151 cargas que componen el equipo de perforación; se prevé su conclusión (del traslado) en 20 días, realizando el montaje de forma paralela al arribo de las cargas a la locación”, señaló el presidente ejecutivo de YPFB, Guillermo Achá.
El equipo tiene una capacidad de 1.500 HP, cuenta con tecnología Top Drive, motores eléctricos, accesorios de control, sistema de cámara, monitor y herramientas con válvulas de seguridad manuales e hidráulicas, entre otros.
Logística
La perforación del pozo ITG-X3, que se estima comenzará en diciembre, llegará a la profundidad de 2.500 metros con objetivo primario de alcanzar la formación Iquiri, y el objetivo secundario en las formaciones Chorro y Tupambi, con la expectativa de incrementar las reservas hidrocarburíferas del país. Para este cometido, la logística del traslado del equipo permitirá paralelamente el montaje de un campamento para 104 personas con todas las comodidades necesarias.
Antes del traslado del equipo de perforación al pozo Itaguazuenda X3, YPFB construyó un camino de acceso en dos tramos con ensanchamiento y desmonte, según detalla la ABI.
El primero de los tramos es de 2.723 metros y el segundo de 208 metros. Ambos tienen una capa de relleno con material común, con una inversión de 15,9 millones de bolivianos.
La planchada (plataforma) del pozo Itaguazurenda X3 se concluyó el 21 de noviembre. La orden de proceder se dio el 14 de septiembre de este año. Tiene una dimensión de 110 metros por 90 metros, un área de parqueo adyacente a la plataforma y planchada del campamento afirmada con material de ripio e incluye cerco perimetral.
Yacimientos informó en agosto que invierte $us 3.000 millones en 47 proyectos de exploración con potencial de petróleo, gas y condensado.
Después de luchar por Margarita, Chuquisaca apunta a Incahuasi
Chuquisaca espera con optimismo el estudio que determinará su participación en el campo gasífero Incahuasi, cuyas reservas serían compartidas en un 50% con Santa Cruz, lo que supondría distribuir a cada departamento por lo menos $us 35 millones en su primer año de producción, según una estimación técnica. Con el campo Margarita-Huacaya, donde también se realizará la actualización del factor de distribución con Tarija, los beneficios pueden ser mayores considerando que es el principal yacimiento productor en la actualidad.
El profesional en gas y petróleo Fernando Rodríguez, quien además conoce bastante de esta temática, considera que Chuquisaca debe tener sumo cuidado en no permitir lo que pasó con el campo Margarita-Huacaya, del que se perciben regalías recién desde 2012, cuando éste entró en producción en 2004.
La Gobernación está consciente de ese hecho, pero ahora tiene seguridad de que antes del inicio de la operación comercial del campo compartido Incahuasi, previsto para julio de 2016, Chuquisaca tendrá el factor de distribución listo, porque el estudio a realizarse tendrá empresa adjudicada en diciembre y los resultados se conocerán en el primer trimestre del próximo año. Así de optimista es el secretario Departamental de Hidrocarburos, Energía y Minería, Felipe Molina.
Para Rodríguez, lo importante en cuanto al campo Incahuasi es que “no hay mucho por estudiar”. “En este caso la línea divisoria entre ambos departamentos (Chuquisaca y Santa Cruz) es la Serranía de Incahuasi”, asevera, respaldado en los mapas geológicos del reservorio a los que tuvo acceso.
Según esos mapas, la estructura geológica del campo es compartida en un 50%; "por lo tanto, ese es un campo totalmente compartido al 50%”, asevera Rodríguez.
El experto en temas petroleros aclara que si bien los pozos fueron perforados sólo en Santa Cruz, esto fue simplemente “por logística, por economía, por ecología, porque si lo hacían en Chuquisaca tendríamos que hacer túneles para pasar el gas por debajo del Incahuasi” para llevarlo hasta la planta de tratamiento de gas que está siendo construida al borde de la serranía en la parte cruceña.
Según información oficial de la empresa Total, operadora del campo, esta planta recibirá el hidrocarburo extraído de tres pozos y entrará en funcionamiento el próximo año con una capacidad de producción de 6,5 millones de metros cúbicos día (MMmcd).
“La ubicación de los pozos –dos en el Bloque Ipati y uno en el Bloque Aquio–, representa un gran reto para el proyecto debido a las distancias que deberán cubrir los ductos y a la complicada geografía cuyas serranías presentan pendientes mayores a 45°”, señala la empresa.
Ipati y Aquio están ubicados en los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca, son bloques limítrofes. En ambos los actuales socios son la francesa Total (60%), la rusa Gazprom (20%) y la argentina Tecpetrol (20%).
En 2004 el yacimiento de gas y condensado Incahuasi fue descubierto dentro de los bloques Ipati y Aquio. “Las reservas de hidrocarburos C1 + C2 se estiman en alrededor de 176 mil millones de metros cúbicos de gas y 15 millones de toneladas de condensado”, destaca Gazprom en su página web.
UN CÁLCULO A GROSSO MODO
Para obtener la cifra de $us 35 millones de ingresos por Departamento en el campo compartido Incahuasi, Rodríguez tomó en cuenta la producción inicial proyectada de 6 MMmcd y el precio actual del millón de la Unidad Térmica Británica (BTU).
Explica que por la venta de ese volumen se podría obtener en un año $us 365 millones; sumado al ingreso por líquidos se haría un total de $us 450 millones al año.
De ese monto más o menos unos 50 millones de dólares irían en regalías para ambos departamentos, quedando 25 millones para cada uno, y más el 4% del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), tanto Chuquisaca como Santa Cruz percibirían $us 35 millones al año.
TIEMPO DEL ESTUDIO
El estudio de delimitación del campo Incahuasi tomaría similar tiempo que el requerido para el campo Margarita-Huacaya (fueron casi dos meses), en virtud a que la empresa Total incluso ya contaría con la evaluación correspondiente de reservas y sólo faltaría corroborarla con una empresa de reconocido prestigio internacional.
“Entonces estas empresas en la perforación de pozos ya tienen todo adelantado y tienen simplemente que entregar los informes a la empresa que va a hacer la evaluación de reservas y, obviamente, en función a la porosidad, permeabilidad de los diferentes pozos donde se perforaron se va a poder delimitar como se hizo en Margarita y Huacaya el porcentaje a cada uno de los departamentos”, afirma Rodríguez.
MARGARITA-HUACAYA
En cuanto al campo Margarita-Huacaya, la producción de gas natural mejoró con los hallazgos de más reservas al norte (Chuquisaca), donde se perforó con éxito el Margarita X-7 y donde ya se trabaja el pozo Huacaya X-2.
Rodríguez señala que por esa situación cambiante es importante revisar los factores de distribución, los niveles productivos, cuáles están conectados y cuáles no.
“Sabemos que la lámina H1b (ver gráfico) es la más productiva, otras láminas pareciera que no están en Tarija y sí en Chuquisaca; por lo tanto, reitero, esto es revisable cada año y no hay que dormirse en los laureles”, aconseja el profesional.
Chuquisaca desde la gestión 2012 recibe regalías hidrocarburíferas por la explotación del campo Margarita-Huacaya, que inició su producción comercial en diciembre de 2004, por lo que la región también debe reclamar la retroactividad del pago por su coparticipación en este yacimiento, y es bastante dinero porque en ese momento el gas estaba con precios altos.
“Yo creo que no hay que dormirse, no tenemos por qué regalar nada ni quitar nada a nadie, simplemente hacer justicia y darle a cada uno de los departamentos lo que le corresponde”, subraya Rodríguez.
El 19 de abril de 2012 la consultora Gaffney, en un estudio sobre la relación y extensión de los campos gasíferos Margarita y Huacaya, concluyó que ambos tienen conectividad y que Chuquisaca participaba con un 24.9% en esa reserva.
Tres años después el campo Margarita-Huacaya alcanzó un récord de producción al entregar 19,2 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural para el mercado interno y el de exportación, tras el inicio de operaciones del pozo Margarita 8, que sumó 1,2 MMmcd desde principios de agosto.
Esa cifra mejorará con el pozo Margarita X-7, que empezará a entregar 3 MMmcd los primeros días del próximo año, según los anuncios oficiales.
Los técnicos de la Gobernación de Chuquisaca sostienen que estos dos nuevos reservorios (H3 y H1C) cambiarán el factor de distribución general del campo Margarita, que actualmente es de 24.90% para Chuquisaca y 75.10% para Tarija.
Sobre este punto, el también ex senador Fernando Rodríguez no se anima a estimar en cuánto podría mejorar la participación de Chuquisaca, pero asegura que “las perspectivas son grandes en la medida en que los tarijeños decían que no era cierto, había sido cierto, es decir, que el campo se extendía al norte”.
¿POR QUÉ MARGARITA Y NO HUACAYA?
El pozo Margarita 7, que está en territorio chuquisaqueño, no se denomina Huacaya porque su estructura ingresa de Tarija a Chuquisaca, en cambio el campo Huacaya está íntegramente en Chuquisaca, aunque ambos campos están conectados.
“Son dos recipientes con un principio de vasos comunicantes, por eso que los pozos que se hacen en la estructura de Margarita, aunque estén en Chuquisaca, se llaman Margarita 7 y el próximo se llamará Margarita 9”, precisa Rodríguez.
Asimismo, estima que con el Margarita-Huacaya y el Incahuasi en unos cinco a seis años, Chuquisaca podría ser el primer productor de gas y condensados de Bolivia.
“En este tiempo ya el campo San Alberto e Itaú van a estar en unos 3 millones de metros cúbicos día, Margarita-Hua
caya en la cima con unos 20 a 25 millones de metros cúbicos y el Incahuasi bordeando los 20 millones de metros cúbicos”, pronostica el exporto.
Fueron dos años de gestión con Tarija
La solución del conflicto en torno al campo compartido Margarita–Huacaya llegó el 19 de abril de 2012, cuando la Gaffney Cline & Associates presentó, tras casi dos meses de trabajo, el informe final del estudio que dio a conocer los factores de distribución del reservorio H1b, para los departamentos de Chuquisaca y Tarija.
Las gestiones impulsadas por la institucionalidad chuquisaqueña comenzaron formalmente en septiembre de 2010, con la declaratoria de prioridad e interés departamental la contratación de una empresa consultora de reconocido prestigio internacional.
Desde entonces hubo reuniones con el Gobierno central y autoridades tarijeñas que, a pesar de su rechazo inicial – pues hasta llevaron a cabo un paro cívico– terminaron reconociendo los resultados del estudio.
Vocación petrolera
Chuquisaca no sólo comparte campos hidrocarburíferos, sino que tiene otros dos en actual producción (Monteagudo y Vuelta Grande) y mayores perspectivas con los bloques en actual exploración Azero y Huacareta, cuyos recursos potenciales alcanzarían aproximadamente a 16,5 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés), según una proyección, no certificada, de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Bolivia será sede de Cumbre de Exportadores de Gas 2017
El presidente iraní, Hasán Rouhaní, anunció tras la clausura del tercer Foro de los Países Exportadores de Gas (GECF), celebrada en ese país, que Bolivia será la sede del cuarto encuentro a pedido del presidente Evo Morales y el apoyo de otros mandatarios.
El gobernante iraní explicó que ese fue el acuerdo al que llegaron los presidentes y jefes de Gobierno que integran el bloque que se reunió en Teherán.
Los miembros del grupo energético que reúne a 12 países y siete como observadores, aprobaron la propuesta planteada en la cita por Morales.
Rouhaní informó que en la Cumbre coincidieron en promover una mayor interacción y cooperación en pro del mercado energético y ahondaron en la necesidad de impulsar el uso del gas natural, sistema más amigable con el medio ambiente. Estos países controlan el 42% del suministro mundial de gas, el 70% de las reservas probadas, el 40% del suministro a través de gasoductos y el 65% del mercado de GNL.
El gobernante iraní explicó que ese fue el acuerdo al que llegaron los presidentes y jefes de Gobierno que integran el bloque que se reunió en Teherán.
Los miembros del grupo energético que reúne a 12 países y siete como observadores, aprobaron la propuesta planteada en la cita por Morales.
Rouhaní informó que en la Cumbre coincidieron en promover una mayor interacción y cooperación en pro del mercado energético y ahondaron en la necesidad de impulsar el uso del gas natural, sistema más amigable con el medio ambiente. Estos países controlan el 42% del suministro mundial de gas, el 70% de las reservas probadas, el 40% del suministro a través de gasoductos y el 65% del mercado de GNL.
Confirman muerte de dos personas tras chocar contra un oleoducto
El comandante de la Policía Departamental de Cochabamba, coronel Luis Aguilar, confirmó la muerte de al menos dos personas, cuyas identidades se desconocen, tras chocar contra el oleoducto en la carretera Chimoré - Villa Tunari, altura del kilómetro 87+700, cercano a la localidad Shinahota, trópico de Cochabamba. Se dijo que existiría una tercera víctima, pero que será confirmada una vez concluya el trabajo de investigación de las autoridades asigandas al caso.
De acuerdo con la información brindada por la autoridad policial el hecho habría sucedido, aproximadamente, a las 20.45 del pasado sábado, cuando un vehículo se estrelló contra el oleoducto, causando una explosión y posterior incendio, donde perecieron los ocupantes del motorizado.
“Debido al tipo de accidente en la que fallecieron las dos personas hasta el momento no se está pudiendo identificarlos, porque sólo se ha podido colectar algunas partes de los cuerpos y, por eso, hacemos un llamado a la población para que nos pueda colaborar en que sus familiares los reconozca”, declaró la autoridad policial.
Las únicas evidencias colectadas por efectivos policiales se trata de una camioneta de color guindo, marca Nissan Frontier, el número de placa es poco reconocible, debido al estado en que quedó el motorizado.
Según el coronel Aguilar, en el caso intervinieron autoridades del Ministerio Público y efectivos de la Fuerza Especial de Lucha Contra el Crimen (Felcc), quienes realizarán el trabajo técnico para identificar a las víctimas, ya que en el lugar, se mencionó, colectaron huesos de los cuerpos calcinados.
Una de las hipótesis que manejan las autoridades es que la camioneta circulaba a exceso de velocidad y al perder el control quedó incrustado en la malla de protección del oleoducto. Pero las autoridades policiales indicaron que será la investigación a realizarse revelará la verdadera causa de este lamentable accidente.
PRECAUCIONES
Tras 12 horas de intenso trabajo, el incendio fue controlado en el Oleoducto Carrasco, pero se advirtió a la población y los mismos conductores que circulan por este sector que deben tener la precaución necesaria, debido a que se continuaba con los trabajos de reparación del oleoducto.
Luego de más de 12 horas del siniestro, el fuego aún no era controlado hasta gran parte de la mañana del domingo, gracias a la llegada de un cisterna de YPFB con agua espumante se logró controlar las llamas.
YPFB
Un comunicado de YPFB da cuenta que en coordinación con el Viceministerio de Defensa Social y Ministerio de Defensa, autorizó de manera excepcional la operación nocturna de helicópteros para trasladar personal y equipos.
Este hecho no afectará el normal y continuo abastecimiento de combustibles, considerando que el ducto afectado que transporta petróleo para alimentar a la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba, será puesto nuevamente en operación en próximas horas, tiempo en el cual seguirá procesando de manera normal con la utilización de los stocks de seguridad de crudo, previstos y almacenados en la misma Refinería, para este tipo de eventos.
De acuerdo con la información brindada por la autoridad policial el hecho habría sucedido, aproximadamente, a las 20.45 del pasado sábado, cuando un vehículo se estrelló contra el oleoducto, causando una explosión y posterior incendio, donde perecieron los ocupantes del motorizado.
“Debido al tipo de accidente en la que fallecieron las dos personas hasta el momento no se está pudiendo identificarlos, porque sólo se ha podido colectar algunas partes de los cuerpos y, por eso, hacemos un llamado a la población para que nos pueda colaborar en que sus familiares los reconozca”, declaró la autoridad policial.
Las únicas evidencias colectadas por efectivos policiales se trata de una camioneta de color guindo, marca Nissan Frontier, el número de placa es poco reconocible, debido al estado en que quedó el motorizado.
Según el coronel Aguilar, en el caso intervinieron autoridades del Ministerio Público y efectivos de la Fuerza Especial de Lucha Contra el Crimen (Felcc), quienes realizarán el trabajo técnico para identificar a las víctimas, ya que en el lugar, se mencionó, colectaron huesos de los cuerpos calcinados.
Una de las hipótesis que manejan las autoridades es que la camioneta circulaba a exceso de velocidad y al perder el control quedó incrustado en la malla de protección del oleoducto. Pero las autoridades policiales indicaron que será la investigación a realizarse revelará la verdadera causa de este lamentable accidente.
PRECAUCIONES
Tras 12 horas de intenso trabajo, el incendio fue controlado en el Oleoducto Carrasco, pero se advirtió a la población y los mismos conductores que circulan por este sector que deben tener la precaución necesaria, debido a que se continuaba con los trabajos de reparación del oleoducto.
Luego de más de 12 horas del siniestro, el fuego aún no era controlado hasta gran parte de la mañana del domingo, gracias a la llegada de un cisterna de YPFB con agua espumante se logró controlar las llamas.
YPFB
Un comunicado de YPFB da cuenta que en coordinación con el Viceministerio de Defensa Social y Ministerio de Defensa, autorizó de manera excepcional la operación nocturna de helicópteros para trasladar personal y equipos.
Este hecho no afectará el normal y continuo abastecimiento de combustibles, considerando que el ducto afectado que transporta petróleo para alimentar a la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba, será puesto nuevamente en operación en próximas horas, tiempo en el cual seguirá procesando de manera normal con la utilización de los stocks de seguridad de crudo, previstos y almacenados en la misma Refinería, para este tipo de eventos.
YPFB GARANTIZÓ EL ABASTECIMIENTO Mueren 2 personas por accidente en ducto en Chapare
La noche del sábado, un vehículo se estrelló contra un oleoducto.
Al menos dos personas murieron al estrellarse el vehículo en el que viajaban contra el oleoducto Carrasco-Cochabamba en la zona de Lauca Ñ del trópico de Cochabamba, informaron ayer fuentes policiales.
El siniestro tuvo lugar la noche del pasado sábado en la carretera entre los municipios de Chimoré y Villa Tunari, cuando una camioneta chocó contra la tubería, lo que provocó un incendio que fue controlado hasta ayer por la madrugada, según la petrolera estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
"La Policía encontró dentro del vehículo accidentado los restos calcinados de, al menos, dos personas, aunque no se descarta que pudiera haber una tercera víctima", dijo a la radio estatal el comandante regional de Tránsito en el trópico de Cochabamba, Daniel Mérida.
CUERPOS SIN IDENTIFICAR. Mérida, confirmó en contacto telefónico con la Red Erbol, que las dos personas no lograron ser identificadas, porque sus cuerpos quedaron "totalmente calcinados".
Indicó también que el incendió se prolongó durante 12 horas; desde el sábado por la noche hasta las primeras horas de ayer. Asimismo, la placa del vehículo tampoco pudo ser reconocida porque terminó en cenizas como todo el motorizado.
"Este hecho se ha producido por el impacto de una camioneta doble cabina y las dos personas han quedado calcinadas. Pena por los ocupantes, pena por la forma en que han fallecido, pero lamentablemente no queremos adelantar nada. Es posible que se encontraran en estado de ebriedad", sostuvo.
Testigos del hecho denunciaron que no se pudo hacer mucho para sofocar el fuego por falta de un carro bombero. Una comisión policial se encarga de las investigaciones.
Según las últimas indagaciones, se estima que el conductor perdió el control del motorizado, debido a que una de las llantas posiblemente reventó.
NORMAL ABASTECIMIENTO. De acuerdo con la agencia Efe, la colisión provocó daños en el oleoducto y una fuga de combustible que quedó aislada y controlada en las horas siguientes al accidente, indicó YPFB en un comunicado.
La petrolera aseguró que lo ocurrido "no afectará al normal y continuo abastecimiento de combustibles", ya que el oleoducto afectado, que transporta petróleo para alimentar la Refinería de Cochabamba, operará de nuevo "en un máximo de 48 horas".
Los datos preliminares apuntan que a las 20.45 de la noche del sábado 28 de noviembre, un vehículo que circulaba en la carretera Chimoré – Villa Tunari impactó al oleoducto Carrasco-Cochabamba (Km 87), cercano a la localidad Shinahota, Trópico de Cochabamba, causando pérdida de producto y provocando un incendio.
De inmediato, Sala de Control de YPFB Transporte, subsidiaria de YPFB Corporación, procedió a detener la operación de bombeo. La empresa declaró situación de crisis y movilizó todas las cuadrillas disponibles y personal operativo. A las 22.20 del sábado, el sistema fue completamente aislado.
PARA EVITAR ACCIDENTES, LA POLICÍA REGIONAL DEL TRÓPICO CERRÓ LA CARRETERA. "EL FUEGO ESTÁ FUERTE. EL LÍQUIDO ENTRÓ UNOS 150 METROS HACIA LAS VIVIENDAS, ESO ALERTÓ A LOS POBLADORES", DIJO EL COMANDANTE DE ESA INSTANCIA.
Al menos dos personas murieron al estrellarse el vehículo en el que viajaban contra el oleoducto Carrasco-Cochabamba en la zona de Lauca Ñ del trópico de Cochabamba, informaron ayer fuentes policiales.
El siniestro tuvo lugar la noche del pasado sábado en la carretera entre los municipios de Chimoré y Villa Tunari, cuando una camioneta chocó contra la tubería, lo que provocó un incendio que fue controlado hasta ayer por la madrugada, según la petrolera estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
"La Policía encontró dentro del vehículo accidentado los restos calcinados de, al menos, dos personas, aunque no se descarta que pudiera haber una tercera víctima", dijo a la radio estatal el comandante regional de Tránsito en el trópico de Cochabamba, Daniel Mérida.
CUERPOS SIN IDENTIFICAR. Mérida, confirmó en contacto telefónico con la Red Erbol, que las dos personas no lograron ser identificadas, porque sus cuerpos quedaron "totalmente calcinados".
Indicó también que el incendió se prolongó durante 12 horas; desde el sábado por la noche hasta las primeras horas de ayer. Asimismo, la placa del vehículo tampoco pudo ser reconocida porque terminó en cenizas como todo el motorizado.
"Este hecho se ha producido por el impacto de una camioneta doble cabina y las dos personas han quedado calcinadas. Pena por los ocupantes, pena por la forma en que han fallecido, pero lamentablemente no queremos adelantar nada. Es posible que se encontraran en estado de ebriedad", sostuvo.
Testigos del hecho denunciaron que no se pudo hacer mucho para sofocar el fuego por falta de un carro bombero. Una comisión policial se encarga de las investigaciones.
Según las últimas indagaciones, se estima que el conductor perdió el control del motorizado, debido a que una de las llantas posiblemente reventó.
NORMAL ABASTECIMIENTO. De acuerdo con la agencia Efe, la colisión provocó daños en el oleoducto y una fuga de combustible que quedó aislada y controlada en las horas siguientes al accidente, indicó YPFB en un comunicado.
La petrolera aseguró que lo ocurrido "no afectará al normal y continuo abastecimiento de combustibles", ya que el oleoducto afectado, que transporta petróleo para alimentar la Refinería de Cochabamba, operará de nuevo "en un máximo de 48 horas".
Los datos preliminares apuntan que a las 20.45 de la noche del sábado 28 de noviembre, un vehículo que circulaba en la carretera Chimoré – Villa Tunari impactó al oleoducto Carrasco-Cochabamba (Km 87), cercano a la localidad Shinahota, Trópico de Cochabamba, causando pérdida de producto y provocando un incendio.
De inmediato, Sala de Control de YPFB Transporte, subsidiaria de YPFB Corporación, procedió a detener la operación de bombeo. La empresa declaró situación de crisis y movilizó todas las cuadrillas disponibles y personal operativo. A las 22.20 del sábado, el sistema fue completamente aislado.
PARA EVITAR ACCIDENTES, LA POLICÍA REGIONAL DEL TRÓPICO CERRÓ LA CARRETERA. "EL FUEGO ESTÁ FUERTE. EL LÍQUIDO ENTRÓ UNOS 150 METROS HACIA LAS VIVIENDAS, ESO ALERTÓ A LOS POBLADORES", DIJO EL COMANDANTE DE ESA INSTANCIA.
sábado, 28 de noviembre de 2015
YPFB traslada equipos para perforar pozo Itaguazurenda
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) traslada en 50 camiones el equipo de perforación YPFB-01 al pozo Itaguazurenda para ejecutar trabajos en el ITG-X3 , devolviendo de esta manera a la estatal petrolera su rol de operador en la actividad de exploración.
Un informe de YPFB -incluido en un boletín de prensa- señala que el traslado del equipo comenzó el 25 de noviembre y se estima que concluirá aproximadamente el 15 de diciembre. Recorre el tramo desde Carrasco (Cochabamba) a Itaguazurenda municipio de Charagua, Santa Cruz, cubriendo un total de 638 kilómetros.
“El desmontaje, traslado y montaje (DTM) se inició el día 25 de noviembre con inicialmente 25 camiones ampliando hasta 50 camiones necesarios para completar las 151 cargas que componen el equipo de perforación, se prevé su conclusión en 20 días, realizando el montaje de forma paralela al arribo de las cargas a la locación”, señaló el presidente Ejecutivo de YPFB, Guillermo Achá.
El equipo tiene una capacidad de 1.500 HP, cuenta con tecnología Top Drive, motores eléctricos, accesorios de control, sistema de cámara, monitor y herramientas con válvulas de seguridad manuales e hidráulicas entre otros. La logística del traslado del equipo permitirá paralelamente el montaje de un campamento para 104 personas con todas las comodidades necesarias.
La perforación del pozo ITG-X3, que se estima comenzará durante el mes de diciembre, llegará a la profundidad de 2.500 metros con objetivo primario de alcanzar la formación Iquiri, y objetivo secundario en las formaciones Chorro y Tupambi, con la expectativa de incrementar las reservas hidrocarburíferas del país.
Inversión
Antes del traslado del equipo de perforación al pozo Itaguazuenda X3, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos construyó un camino de acceso en dos tramos con ensanchamiento y desmonte. El primero de 2.723 metros y el segundo de 208 metros. Ambos tienen una capa de relleno con material común. En las obras civiles se invirtieron más de Bs15.9 millones.
La planchada (plataforma) del pozo Itaguazurenda X3 se concluyó el 21 de noviembre. La orden de proceder se dio el 14 de septiembre de la presente gestión. Tiene una dimensión de 110 metros por 90 metros, un área de parqueo adyacente a la plataforma y planchada del campamento afirmada con material de ripio, e incluye cerco perimetral.
jueves, 26 de noviembre de 2015
Margarita: Avanza proceso de estudio y Tarija rechaza
Mientras avanza el proceso de licitación del estudio de actualización de los reservorios del campo Margarita-Huacaya, que fijará un nuevo porcentaje de participación de Chuquisaca, en Tarija se anuncia rechazo y medidas legales en defensa de "sus regalías hidrocarburíferas".
El secretario General de Coordinación de la Gobernación de Chuquisaca, Ever Almendras, informó que el martes se abrieron los sobres con las propuestas para realizar el estudio y que hasta el 15 de diciembre se contratará a la empresa, que podría hacer conocer los resultados en marzo o abril de 2016.
“Se tiene proyecciones positivas para Chuquisaca, porque eso (la actuación del factor de distribución) implicaría el incremento de recursos económicos a partir del segundo semestre de 2016”, sostuvo.
Por su lado, el secretario Departamental de Hidrocarburos de Chuquisaca, Felipe Molina, dijo que a la licitación se presentó también la empresa Gaffney que hizo el estudio del Margarita-Huacaya en su primera instancia.
Precisó que los presupuestos que presentaron las empresas oscilan entre los 400 mil y 1,5 millones de dólares. Aclaró que esta licitación también busca contratar a una empresa que realice la delimitación del campo Incahuasi, que también es compartido con Chuquisaca y empezará a producir el próximo año.
“A partir del estudio de actualización del campo Margarita-Huacaya el factor de distribución va a variar a favor de Chuquisaca, eso sí va a ser así y con Incahuasi se va a determinar un factor de distribución con Santa Cruz que también va a ser de beneficio para Chuquisaca sea cual sea el porcentaje porque ya el primero de julio, lo anunció nuestro Presidente, empieza a producir y ahí ya tenemos que tener estudio y todo listo para que cuando empiece la explotación las cosas estén claras en cuanto al factor de distribución”, remarcó.
RECHAZO Y ADVERTENCIA EN TARIJA
El secretario de Coordinación de la Gobernación de Tarija, Baldemar Peralta, y el asambleísta Wilman Cardozo llamaron ayer a una conferencia de prensa en la que rechazaron el nuevo estudio del campo Margarita-Huacaya y advirtieron con asumir acciones legales para defender sus regalías.
Denunciaron que el Gobierno intenta realizar un estudio “unilateral” porque no se consultó a Tarija.
Peralta incluso dijo que Chuquisaca “no es un departamento productor” y por lo tanto no debería recibir regalías e IDH por el campo Margarita.
Aclaró que según la Constitución Política del Estado (CPE), la distribución de regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) son para los departamentos productores, no para los que posean reservas, en referencia al campo Margarita.
No sería primera vez que Tarija asume medidas legales en este tema. En 2013, el Tribunal Constitucional Plurinacional (TCP) declaró constitucional el proceso del Ministerio de Hidrocarburos y Energía que determina la existencia de reservorios gasíferos compartidos entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija.
Tarija había interpuesto un recurso de inconstitucional abstracto ante el TCP pretendiendo recuperar millones de bolivianos por concepto de distribución de regalías, transferidos a Chuquisaca por la explotación del campo Margarita-Huacaya, declarado compartido por el estudio de la empresa Gaffney and Clide.
Tarija comparte regalías del campo Margarita-Huacaya con Chuquisaca desde abril de 2012, pero este reservorio gasífero empezó a producir en 2004, por lo que también está pendiente el pago de regalías a Chuquisaca con retroactividad.
El secretario General de Coordinación de la Gobernación de Chuquisaca, Ever Almendras, informó que el martes se abrieron los sobres con las propuestas para realizar el estudio y que hasta el 15 de diciembre se contratará a la empresa, que podría hacer conocer los resultados en marzo o abril de 2016.
“Se tiene proyecciones positivas para Chuquisaca, porque eso (la actuación del factor de distribución) implicaría el incremento de recursos económicos a partir del segundo semestre de 2016”, sostuvo.
Por su lado, el secretario Departamental de Hidrocarburos de Chuquisaca, Felipe Molina, dijo que a la licitación se presentó también la empresa Gaffney que hizo el estudio del Margarita-Huacaya en su primera instancia.
Precisó que los presupuestos que presentaron las empresas oscilan entre los 400 mil y 1,5 millones de dólares. Aclaró que esta licitación también busca contratar a una empresa que realice la delimitación del campo Incahuasi, que también es compartido con Chuquisaca y empezará a producir el próximo año.
“A partir del estudio de actualización del campo Margarita-Huacaya el factor de distribución va a variar a favor de Chuquisaca, eso sí va a ser así y con Incahuasi se va a determinar un factor de distribución con Santa Cruz que también va a ser de beneficio para Chuquisaca sea cual sea el porcentaje porque ya el primero de julio, lo anunció nuestro Presidente, empieza a producir y ahí ya tenemos que tener estudio y todo listo para que cuando empiece la explotación las cosas estén claras en cuanto al factor de distribución”, remarcó.
RECHAZO Y ADVERTENCIA EN TARIJA
El secretario de Coordinación de la Gobernación de Tarija, Baldemar Peralta, y el asambleísta Wilman Cardozo llamaron ayer a una conferencia de prensa en la que rechazaron el nuevo estudio del campo Margarita-Huacaya y advirtieron con asumir acciones legales para defender sus regalías.
Denunciaron que el Gobierno intenta realizar un estudio “unilateral” porque no se consultó a Tarija.
Peralta incluso dijo que Chuquisaca “no es un departamento productor” y por lo tanto no debería recibir regalías e IDH por el campo Margarita.
Aclaró que según la Constitución Política del Estado (CPE), la distribución de regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) son para los departamentos productores, no para los que posean reservas, en referencia al campo Margarita.
No sería primera vez que Tarija asume medidas legales en este tema. En 2013, el Tribunal Constitucional Plurinacional (TCP) declaró constitucional el proceso del Ministerio de Hidrocarburos y Energía que determina la existencia de reservorios gasíferos compartidos entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija.
Tarija había interpuesto un recurso de inconstitucional abstracto ante el TCP pretendiendo recuperar millones de bolivianos por concepto de distribución de regalías, transferidos a Chuquisaca por la explotación del campo Margarita-Huacaya, declarado compartido por el estudio de la empresa Gaffney and Clide.
Tarija comparte regalías del campo Margarita-Huacaya con Chuquisaca desde abril de 2012, pero este reservorio gasífero empezó a producir en 2004, por lo que también está pendiente el pago de regalías a Chuquisaca con retroactividad.
domingo, 22 de noviembre de 2015
Gasolineras condicionan doble aguinaldo
La Asociación Nacional de Surtidores (Asosur) no se encuentra en condiciones para pagar el segundo aguinaldo de fin de año y pidió al Gobierno aprobar el incremento de la comisión de venta de combustibles líquidos (gasolina y diésel) para proceder con la cancelación del beneficio, informó la gerente de la institución, Susy Dorado.
NEGOCIACIÓN
Desde hace meses, Asosur se encuentra en negociaciones con el Ministerio de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) sobre el incremento de la comisión de venta de 22 centavos por litro de gasolina y de 18 centavos por litro de diésel que actualmente perciben por la comercialización de estos carburantes.
“El incremento, que aún no se ha dado a conocer en montos, no afectará al precio para el consumidor final”, según Asosur.
ESPERA
“Nosotros no estamos en condiciones, por eso estamos insistiendo en este tema (comisión de ventas) que sea resuelto antes de fin de año. Hemos cumplido con la parte que nos correspondía haciendo llegar la información solicitada por el Ministerio de Hidrocarburos y la ANH”, informó Dorado a ANF.
NEGOCIACIÓN
Desde hace meses, Asosur se encuentra en negociaciones con el Ministerio de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) sobre el incremento de la comisión de venta de 22 centavos por litro de gasolina y de 18 centavos por litro de diésel que actualmente perciben por la comercialización de estos carburantes.
“El incremento, que aún no se ha dado a conocer en montos, no afectará al precio para el consumidor final”, según Asosur.
ESPERA
“Nosotros no estamos en condiciones, por eso estamos insistiendo en este tema (comisión de ventas) que sea resuelto antes de fin de año. Hemos cumplido con la parte que nos correspondía haciendo llegar la información solicitada por el Ministerio de Hidrocarburos y la ANH”, informó Dorado a ANF.
HIDROCARBUROS Canes para detectar las fugas
YPFB Transporte, subsidiaria de YPFB Corporación, implementa el proyecto piloto de monitoreo de fugas de hidrocarburos con el uso de canes amaestrados y certificados por las normas de TÜV Nord, para lograr mayor seguridad operativa en su sistema de ductos.
El proyecto de detección de fugas con canes se constituye en el primero a ejecutarse en Latinoamérica, pero en Europa ocurre desde hace algunos años por varias empresas transportadoras de hidrocarburos, como Engie.
El proyecto piloto se implementó en una extensión de 100 kilómetros y los ductos monitoreados fueron el Gasoducto Santa Cruz-Yacuiba, el Propano ducto Río Grande-Santa Cruz y el Oleoducto Santa Cruz-Sica Sica I. El servicio es de la empresa belga “The Sniffers BV”, la única que cuenta con la certificación.
El proyecto de detección de fugas con canes se constituye en el primero a ejecutarse en Latinoamérica, pero en Europa ocurre desde hace algunos años por varias empresas transportadoras de hidrocarburos, como Engie.
El proyecto piloto se implementó en una extensión de 100 kilómetros y los ductos monitoreados fueron el Gasoducto Santa Cruz-Yacuiba, el Propano ducto Río Grande-Santa Cruz y el Oleoducto Santa Cruz-Sica Sica I. El servicio es de la empresa belga “The Sniffers BV”, la única que cuenta con la certificación.
Sin control En Ixiamas, precio de la garrafa de GLP aumentó en más del 180%
Pobladores de Ixiamas demandan la atención inmediata de las autoridades de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la propia Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), frente al aumento del precio de la garrafa de Bs 25 a 45, es decir, que hubo un incremento del 180%, hecho irregular que hasta el momento no pudo ser evitado por las autoridades del propio municipio.
Guillerma Luque y Juan Soria son dos representantes de una comitiva que denunció en las últimas horas la venta de garrafas de GLP a un precio extremadamente alto, sin que la misma pueda ser controlada por autoridades de Gobierno y menos por quienes son ahora las autoridades del Gobierno Municipal de esa región quienes, bajo el argumento de ser “autónomos”, estarían amedrentando a la población para evitar que se den a conocer diferentes denuncias referidas no sólo al incremento del costo de vida que deben enfrentar, sino algunas normativas impopulares.
“Nosotros no tenemos dónde quejarnos en la región, porque las autoridades policiales, del municipio, no hacen absolutamente nada y cuando pretendemos reclamar y hacer conocer las anomalías a YPFB, nos señalan que el municipio es el que debe realizar el convenio con la empresa privada de distribución de GLP. Nosotros, no podemos hacer nada”, explicó Luque, quien lamentó que en temporada de lluvia ese servicio de primera necesidad es distribuido de manera racional y con precios excesivos, lo que impide a la población mejorar sus condiciones de vida.
El mes pasado, el vehículo de la empresa privada de distribución de GLP con placa de control 1889-LXP efectuó la venta de garrafas a Bs 45, pese a que aún la temporada de lluvia no afecta las vías de la región, por lo que pobladores temen que el precio de la garrafa pueda subir a más de Bs 50.
Soria lamenta que siendo una región importante, donde la población vive de la agricultura y la venta de productos en la ciudad, los ingresos de la región para las familias son mínimos, lo que imposibilita a las familias mejorar sus condiciones de vida.
La población anhela acceder a gas domiciliario, lo que le permitiría a los jefes de familia tener la posibilidad de brindar una adecuada alimentación a sus seres queridos. En la actualidad, las familias de bajos recursos se ven imposibilitadas de usar de forma permanente una cocina de gas por el costo elevado que representa del precio de la garrafa, razón por la que continúan utilizando leña y otros medios para hacer uso de sus fogones.
“Queremos que las autoridades del Gobierno nos expliquen si alcaldes y concejales del municipio, al ser autónomos, pueden hacer lo que quieran, sin proteger la situación económica de sus regiones y sus pobladores, porque son ellos quienes están permitiendo estos extremos de vender la garrafa a costos inalcanzables, que de paso sólo nos dura 15 días y la venta es una vez por mes. Necesitamos un control y una instancia que resguarde nuestros derechos”, exigió.
En las poblaciones de Reyes, Riberalta, Rurenabaque, el precio de una garrafa de GLP está en Bs 32, en San Buena Aventura Bs 35 y Tumupasa en Bs 40 en temporada de lluvia, siendo el mayor costo de la garrafa en Ixiamas, antes de la temporada de lluvia.
Guillerma Luque y Juan Soria son dos representantes de una comitiva que denunció en las últimas horas la venta de garrafas de GLP a un precio extremadamente alto, sin que la misma pueda ser controlada por autoridades de Gobierno y menos por quienes son ahora las autoridades del Gobierno Municipal de esa región quienes, bajo el argumento de ser “autónomos”, estarían amedrentando a la población para evitar que se den a conocer diferentes denuncias referidas no sólo al incremento del costo de vida que deben enfrentar, sino algunas normativas impopulares.
“Nosotros no tenemos dónde quejarnos en la región, porque las autoridades policiales, del municipio, no hacen absolutamente nada y cuando pretendemos reclamar y hacer conocer las anomalías a YPFB, nos señalan que el municipio es el que debe realizar el convenio con la empresa privada de distribución de GLP. Nosotros, no podemos hacer nada”, explicó Luque, quien lamentó que en temporada de lluvia ese servicio de primera necesidad es distribuido de manera racional y con precios excesivos, lo que impide a la población mejorar sus condiciones de vida.
El mes pasado, el vehículo de la empresa privada de distribución de GLP con placa de control 1889-LXP efectuó la venta de garrafas a Bs 45, pese a que aún la temporada de lluvia no afecta las vías de la región, por lo que pobladores temen que el precio de la garrafa pueda subir a más de Bs 50.
Soria lamenta que siendo una región importante, donde la población vive de la agricultura y la venta de productos en la ciudad, los ingresos de la región para las familias son mínimos, lo que imposibilita a las familias mejorar sus condiciones de vida.
La población anhela acceder a gas domiciliario, lo que le permitiría a los jefes de familia tener la posibilidad de brindar una adecuada alimentación a sus seres queridos. En la actualidad, las familias de bajos recursos se ven imposibilitadas de usar de forma permanente una cocina de gas por el costo elevado que representa del precio de la garrafa, razón por la que continúan utilizando leña y otros medios para hacer uso de sus fogones.
“Queremos que las autoridades del Gobierno nos expliquen si alcaldes y concejales del municipio, al ser autónomos, pueden hacer lo que quieran, sin proteger la situación económica de sus regiones y sus pobladores, porque son ellos quienes están permitiendo estos extremos de vender la garrafa a costos inalcanzables, que de paso sólo nos dura 15 días y la venta es una vez por mes. Necesitamos un control y una instancia que resguarde nuestros derechos”, exigió.
En las poblaciones de Reyes, Riberalta, Rurenabaque, el precio de una garrafa de GLP está en Bs 32, en San Buena Aventura Bs 35 y Tumupasa en Bs 40 en temporada de lluvia, siendo el mayor costo de la garrafa en Ixiamas, antes de la temporada de lluvia.
Barril de petróleo cae hasta debajo de los 40 dólares
Sube inversión pública y se debate una ley de incentivos para empresas petroleras.
El barril de petróleo "light sweet crude" (WTI), que sirve a Bolivia de referente para fijar el precio del gas natural que exporta, cerró la semana que culmina en 40.39 dólares en el New York Mercantile Exchange (Nymex), después de una jornada irregular, que se caracterizó porque durante la sesión cayó por debajo de los 40 dólares. El Gobierno proyectó para el próximo año un Presupuesto en base a una cotización de 45 dólares el barril de petróleo.
Lo cierto es que el precio del barril se mantuvo en los 40 dólares desde el 27 de agosto, aunque tres días antes llegó a 38.24 dólares, que fue el más bajo desde febrero de 2009.
En medio de esta caída, el presidente Evo Morales anunció que para el próximo año se presupuesta una inversión pública de 8.200 millones de dólares, superior a los 7.200 millones de dólares que se proyecto para esta gestió, aunque la ejecución hasta el 31 de octubre llegó al 54 por ciento, según el informe oficial que presentó el gabinete.
EXPLICACIÓN. Las vacilaciones en la sesión del viernes se deben "a buenos negocios antes del fin de semana, y a un ajuste en los plazos de vencimiento" de los contratos de referencia, dijo Gene McGillian de la firma Tradition Energy, aunque, estima un retroceso en la semana por el número de pozos en producción en Estados Unidos, a razón de 10 unidades, según la empresa de servicios petroleros Baker Hughes. Mientras esto ocurre en el mercado internacional, la Asamblea Legislativa debate una ley de incentivos para que las empresas petroleras que operan en el país suban los niveles de producción y exploración para los próximos diez años.
"Ha rebajado el precio del petróleo, pero en tema de inversión (pública) seguimos subiendo".
Evo Morales
PRESIDENTE DEL ESTADO PLURINACIONAL
El barril de petróleo "light sweet crude" (WTI), que sirve a Bolivia de referente para fijar el precio del gas natural que exporta, cerró la semana que culmina en 40.39 dólares en el New York Mercantile Exchange (Nymex), después de una jornada irregular, que se caracterizó porque durante la sesión cayó por debajo de los 40 dólares. El Gobierno proyectó para el próximo año un Presupuesto en base a una cotización de 45 dólares el barril de petróleo.
Lo cierto es que el precio del barril se mantuvo en los 40 dólares desde el 27 de agosto, aunque tres días antes llegó a 38.24 dólares, que fue el más bajo desde febrero de 2009.
En medio de esta caída, el presidente Evo Morales anunció que para el próximo año se presupuesta una inversión pública de 8.200 millones de dólares, superior a los 7.200 millones de dólares que se proyecto para esta gestió, aunque la ejecución hasta el 31 de octubre llegó al 54 por ciento, según el informe oficial que presentó el gabinete.
EXPLICACIÓN. Las vacilaciones en la sesión del viernes se deben "a buenos negocios antes del fin de semana, y a un ajuste en los plazos de vencimiento" de los contratos de referencia, dijo Gene McGillian de la firma Tradition Energy, aunque, estima un retroceso en la semana por el número de pozos en producción en Estados Unidos, a razón de 10 unidades, según la empresa de servicios petroleros Baker Hughes. Mientras esto ocurre en el mercado internacional, la Asamblea Legislativa debate una ley de incentivos para que las empresas petroleras que operan en el país suban los niveles de producción y exploración para los próximos diez años.
"Ha rebajado el precio del petróleo, pero en tema de inversión (pública) seguimos subiendo".
Evo Morales
PRESIDENTE DEL ESTADO PLURINACIONAL
viernes, 20 de noviembre de 2015
Cita es el 26 de noviembre en el vecino país: Bolivia y Brasil se reúnen para otro contrato de gas
Bolivia y Brasil se aprestan a negociar un nuevo contrato de compra y venta de gas. La reunión ha sido fijada para este 26 de noviembre en Brasil.
El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, aseguró que el nuevo contrato de gas con Brasil abarcará precios mayores a los actuales.
Esa declaración no fue confirmada por personeros del Gobierno de Brasil. En ocasión de la reciente reunión de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), realizada en octubre pasado en Tarija, el secretario de Energía y Minas de Brasil, Luiz Eduardo Barata, solamente se limitó a ratificar la voluntad de su gobierno de seguir trabajando con Bolivia para la compra-venta de gas.
ESTUDIOS
De acuerdo a Barata, “uno de los objetivos de esta reunión de trabajo es que se pueda realizar estudios en el campo de la hidroeléctrica, termoeléctrica y que esta energía pueda ser utilizada entre Brasil y Bolivia”.
CONVENIO
El viceministro de Comercialización, Álvaro Arnez, señaló que en la reunión de la Olade, se firmó un convenio con Brasil para negociar la ampliación del contrato más allá del 2019, según ANF.
“El hecho de que Brasil sea un país en constante desarrollo hace que mínimamente se deba garantizar los mismos volúmenes que se están exportando en la actualidad y con esa visión de hermandad con Brasil es que se están iniciando las conversaciones”, manifestó Arnez a la citada agencia.
VOLÚMENES
En una declaración escueta el alto funcionario brasileño, recordó en Tarija, que el contrato de compra venta de gas natural Brasil- Bolivia (GSA) se inició en 1996, con una duración de 21 años, que se contabilizan a partir de 1999 hasta 2019. Ese contrato inicialmente estableció el envío de 16 MMmc/día de gas natural, sin embargo, después de la firma de dos adendas, se llegó a establecer el máximo volumen contractual de venta de 30,08 MMmc/día.
REUNIÓN
Este 26 de noviembre, representantes de ambos países se sentarían a negociar una ampliación al documento de compra y venta de gas que regirá a partir de 2019, cuando concluya el contrato vigente.
SEGURIDAD
El ministro Sánchez manifestó su confianza en que la negociación sea favorable para Bolivia. En conferencia de prensa del miércoles, informó que posiblemente no se haga en base a Henry Hub (mecanismo vigente en Estados Unidos donde se fijan precios comerciales), ya que actualmente tarifa es más baja de los precios que vende Bolivia a Argentina y Brasil.
Hay una organización de países que fijan precios.
A este respecto se considera fijar una tarifa regional, lo cual empero no puede prosperar, debido a que la región ya importa el gas de otras partes del mundo a precios diferenciales.
Además, hay que tomar en cuenta que Petrobras realizó inversiones importantes en la búsqueda de nuevos yacimientos de gas.
TERMOELÉCTRICAS
El ministro Sánchez dijo en esa misma declaración, que al igual que en Cuiabá existen otras termoeléctricas y estados de Brasil que hicieron una propuesta de compra de gas a Bolivia a “un precio mayor al actual”. La autoridad no brindó mayores detalles al respecto.
CONTRATO
“El 26 de noviembre estamos viajando a Brasilia para trabajar con el equipo del ministro (de Minas y Energía, Eduardo Braga). En Tarija ha sido la propuesta de ellos de que podamos iniciar la negociación para ampliar el contrato de Brasil, seguramente trabajaremos si es 10, 15, 20 o 30 años”, sostuvo, Sánchez.
HISTORIA
Desde 1999, Bolivia exporta gas a Brasil, mediante un contrato que terminará en 2019. La fórmula de venta contiene los precios de diversos combustibles, siendo el del petróleo West Texas Intermediate (WTI) el más importante, aunque también se utiliza los precios Brendt.
CUIABÁ
El contrato de venta a largo plazo con Brasil establece un volumen máximo de 30,08 millones de metros cúbicos día (Mmcd) con vigencia hasta 2019, al cual se suma el contrato interrumpible con la termoeléctrica de Cuiabá que fija el envío de hasta 2,24 Mmcd de gas natural hasta 2016.
El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, aseguró que el nuevo contrato de gas con Brasil abarcará precios mayores a los actuales.
Esa declaración no fue confirmada por personeros del Gobierno de Brasil. En ocasión de la reciente reunión de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), realizada en octubre pasado en Tarija, el secretario de Energía y Minas de Brasil, Luiz Eduardo Barata, solamente se limitó a ratificar la voluntad de su gobierno de seguir trabajando con Bolivia para la compra-venta de gas.
ESTUDIOS
De acuerdo a Barata, “uno de los objetivos de esta reunión de trabajo es que se pueda realizar estudios en el campo de la hidroeléctrica, termoeléctrica y que esta energía pueda ser utilizada entre Brasil y Bolivia”.
CONVENIO
El viceministro de Comercialización, Álvaro Arnez, señaló que en la reunión de la Olade, se firmó un convenio con Brasil para negociar la ampliación del contrato más allá del 2019, según ANF.
“El hecho de que Brasil sea un país en constante desarrollo hace que mínimamente se deba garantizar los mismos volúmenes que se están exportando en la actualidad y con esa visión de hermandad con Brasil es que se están iniciando las conversaciones”, manifestó Arnez a la citada agencia.
VOLÚMENES
En una declaración escueta el alto funcionario brasileño, recordó en Tarija, que el contrato de compra venta de gas natural Brasil- Bolivia (GSA) se inició en 1996, con una duración de 21 años, que se contabilizan a partir de 1999 hasta 2019. Ese contrato inicialmente estableció el envío de 16 MMmc/día de gas natural, sin embargo, después de la firma de dos adendas, se llegó a establecer el máximo volumen contractual de venta de 30,08 MMmc/día.
REUNIÓN
Este 26 de noviembre, representantes de ambos países se sentarían a negociar una ampliación al documento de compra y venta de gas que regirá a partir de 2019, cuando concluya el contrato vigente.
SEGURIDAD
El ministro Sánchez manifestó su confianza en que la negociación sea favorable para Bolivia. En conferencia de prensa del miércoles, informó que posiblemente no se haga en base a Henry Hub (mecanismo vigente en Estados Unidos donde se fijan precios comerciales), ya que actualmente tarifa es más baja de los precios que vende Bolivia a Argentina y Brasil.
Hay una organización de países que fijan precios.
A este respecto se considera fijar una tarifa regional, lo cual empero no puede prosperar, debido a que la región ya importa el gas de otras partes del mundo a precios diferenciales.
Además, hay que tomar en cuenta que Petrobras realizó inversiones importantes en la búsqueda de nuevos yacimientos de gas.
TERMOELÉCTRICAS
El ministro Sánchez dijo en esa misma declaración, que al igual que en Cuiabá existen otras termoeléctricas y estados de Brasil que hicieron una propuesta de compra de gas a Bolivia a “un precio mayor al actual”. La autoridad no brindó mayores detalles al respecto.
CONTRATO
“El 26 de noviembre estamos viajando a Brasilia para trabajar con el equipo del ministro (de Minas y Energía, Eduardo Braga). En Tarija ha sido la propuesta de ellos de que podamos iniciar la negociación para ampliar el contrato de Brasil, seguramente trabajaremos si es 10, 15, 20 o 30 años”, sostuvo, Sánchez.
HISTORIA
Desde 1999, Bolivia exporta gas a Brasil, mediante un contrato que terminará en 2019. La fórmula de venta contiene los precios de diversos combustibles, siendo el del petróleo West Texas Intermediate (WTI) el más importante, aunque también se utiliza los precios Brendt.
CUIABÁ
El contrato de venta a largo plazo con Brasil establece un volumen máximo de 30,08 millones de metros cúbicos día (Mmcd) con vigencia hasta 2019, al cual se suma el contrato interrumpible con la termoeléctrica de Cuiabá que fija el envío de hasta 2,24 Mmcd de gas natural hasta 2016.
jueves, 19 de noviembre de 2015
Gazprom invertirá más en Bolivia
La empresa pública de gas rusa Gazprom, una de las más grandes del mundo, expresa su interés de hacer mayores inversiones en Bolivia, además de afianzar y encarar nuevos proyectos con el Gobierno boliviano.
Luis Alberto Sánchez, ministro de Hidrocarburos, en declaraciones a radio Patria Nueva, informó que ayer sostuvo una reunión con representantes de la compañía rusa, que arribaron al país.
Según la autoridad, “ellos (la Gazprom) solicitaron nuevas otras áreas de exploración de hidrocarburos”, además, en la reunión se habló de la instalación de un centro de capacitación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Asimismo está interesada en generar servicios en proyectos, no de la magnitud de la planta de plásticos de propileno y polipropileno, explicó el Ministro.
El Gobierno, a través de técnicos del Ministerio de Hidrocarburos y de YPFB, abordará con representantes de la empresa rusa, una agenda en materia hidrocarburífera.
Según el portal de la empresa, para Gazprom, Bolivia siempre ha sido uno de los países prioritarios para la adquisición de activos hidrocarburíferos. Actualmente, a través de un Memorando de Entendimiento, tiene dos Oficinas de Representación Internacional en Bolivia, una en Santa Cruz y la otra en La Paz.
Luis Alberto Sánchez, ministro de Hidrocarburos, en declaraciones a radio Patria Nueva, informó que ayer sostuvo una reunión con representantes de la compañía rusa, que arribaron al país.
Según la autoridad, “ellos (la Gazprom) solicitaron nuevas otras áreas de exploración de hidrocarburos”, además, en la reunión se habló de la instalación de un centro de capacitación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Asimismo está interesada en generar servicios en proyectos, no de la magnitud de la planta de plásticos de propileno y polipropileno, explicó el Ministro.
El Gobierno, a través de técnicos del Ministerio de Hidrocarburos y de YPFB, abordará con representantes de la empresa rusa, una agenda en materia hidrocarburífera.
Según el portal de la empresa, para Gazprom, Bolivia siempre ha sido uno de los países prioritarios para la adquisición de activos hidrocarburíferos. Actualmente, a través de un Memorando de Entendimiento, tiene dos Oficinas de Representación Internacional en Bolivia, una en Santa Cruz y la otra en La Paz.
Luis Alberto Sánchez “Ley de Incentivos no es sinónimo de recortes, sino de ingresos”
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, aseguró que la Ley de Incentivos – que ya está en poder de la Asamblea Legislativa- “no es sinónimo de recortes, sino que es sinónimo de ingresos”.
Sánchez explicó que por cada dólar que aporten las alcaldías, gobernaciones, universidades y fondos a esta ley podrán ganar hasta 8 veces más.
LA PAZ El Ministro de Hidrocarburos puso como ejemplo a los sectores públicos del departamento de La Paz.
Según sus datos presentados, por ejemplo, sin la Ley de Incentivos, el Gobierno Autónomo de La Paz, en los próximos 10 años, tendrá un presupuesto de 147 millones de dólares; en cambio, con la mencionada norma tendrá 260 millones de dólares.
“Es decir, que se les devuelve el dólar que han aportado y se les da 8 dólares más”, aseguró Sánchez.
Además, aseguró que “no vamos a derrochar” el dinero que se recaude en esta ley. “Sólo apoyaremos a proyectos exitosos”.
OBJETIVOS Según explicó, la Ley de Incentivos tiene tres objetivos principales: apoyar a la producción de petróleo, aumentar la exploración e inversión y garantizar el crecimiento de campos de desarrollo.
Para la autoridad, la mejor garantía para aplicar esta ley es el incremento de reservas gasíferas y campos de exportación que el país ha tenido en últimos años.
Por ejemplo, aseguró que para el 2020 habrá un aumentó de 23 millones de MMmcd de gas. Además, que se prevé que hasta fines de este año se pueda consolidar 13 TCF (trillones de pies cúbicos) en reservas de gas natural.
Informó que el 41 por ciento del fondo económico que plantea la Ley de Incentivos viene del Tesoro General del Estado (TGE).
La Cámara de Diputados aprobó la semana anterior en su estación en grande el Proyecto de Ley 319 que crea el Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH) para promocionar las inversiones e incrementar las reservas y producción de hidrocarburos en el país.
Sánchez explicó que por cada dólar que aporten las alcaldías, gobernaciones, universidades y fondos a esta ley podrán ganar hasta 8 veces más.
LA PAZ El Ministro de Hidrocarburos puso como ejemplo a los sectores públicos del departamento de La Paz.
Según sus datos presentados, por ejemplo, sin la Ley de Incentivos, el Gobierno Autónomo de La Paz, en los próximos 10 años, tendrá un presupuesto de 147 millones de dólares; en cambio, con la mencionada norma tendrá 260 millones de dólares.
“Es decir, que se les devuelve el dólar que han aportado y se les da 8 dólares más”, aseguró Sánchez.
Además, aseguró que “no vamos a derrochar” el dinero que se recaude en esta ley. “Sólo apoyaremos a proyectos exitosos”.
OBJETIVOS Según explicó, la Ley de Incentivos tiene tres objetivos principales: apoyar a la producción de petróleo, aumentar la exploración e inversión y garantizar el crecimiento de campos de desarrollo.
Para la autoridad, la mejor garantía para aplicar esta ley es el incremento de reservas gasíferas y campos de exportación que el país ha tenido en últimos años.
Por ejemplo, aseguró que para el 2020 habrá un aumentó de 23 millones de MMmcd de gas. Además, que se prevé que hasta fines de este año se pueda consolidar 13 TCF (trillones de pies cúbicos) en reservas de gas natural.
Informó que el 41 por ciento del fondo económico que plantea la Ley de Incentivos viene del Tesoro General del Estado (TGE).
La Cámara de Diputados aprobó la semana anterior en su estación en grande el Proyecto de Ley 319 que crea el Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH) para promocionar las inversiones e incrementar las reservas y producción de hidrocarburos en el país.
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Leyes y Decretos,
MINISTERIO DE HIDROCARBUROS
Cuatro campos aumentan reservas de gas a 13,45 TCF
Los campos gasíferos Río Grande, Dorado, Aquio Incahuasi y Margarita aumentaron las reservas de gas a 13,45 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés).
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, señaló que los proyectos de exploración que se realizaron en los últimos años permitieron encontrar nuevas reservas de gas natural.
“Si ahora haríamos una cuantificación de reservas desarrollando los campos menores de YPFB que es Río Grande, El Dorado, la segunda fase de Aquio Incahuasi y Margarita, en este momento podríamos tener 13,45 TCF”, informó ayer el Ministro de Hidrocarburos en conferencia de prensa.
Las reservas probadas de gas natural de Bolivia certificadas por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants al 31 de diciembre de 2013 alcanzan a 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF).
El Ministro explicó que por año se consume entre 0,7 a 0,8 TCF de gas tanto en el mercado interno y los contratos de exportación a Brasil y Argentina.
Sánchez detalló que se tiene el recurso del gas cuando está en el subsuelo, pero no se tiene mercado para la explotación; sin embargo, cuando se tiene un mercado seguro y se cuantifica ese potencial, se vuelven reservas.
El Gobierno y la estatal petrolera incentivan los proyectos de exploración con el objetivo de encontrar nuevas reservas de hidrocarburos.
Margarita duplica reservas
El campo Margarita tenía cuantificadas reservas de gas por 3 TCF, sin embargo con los proyectos de exploración se duplicaron las reservas.
“Recordemos que al 31 de diciembre de 2013 en este campo hemos certificado cerca de 3 TCF, hoy estamos hablando de otros 3,5 TCF o más, estamos contentos por un descubrimiento mayor”, manifestó el ministro Sánchez.
Estudios de exploración
El titular de Hidrocarburos, señaló que en anteriores proyectos, de diez perforaciones de exploración que se realizaban, tres eran exitosos.
Con la actualización de los estudios de exploración, el promedio de éxito es mayor principalmente en los megacampos como Margarita y San Alberto, entre otros.
“En estos campos casi todos los pozos son exitosos porque el conocimiento del subandino sur que realizaron los geólogos bolivianos, nuestros profesionales son muy capaces”, resaltó.
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, señaló que los proyectos de exploración que se realizaron en los últimos años permitieron encontrar nuevas reservas de gas natural.
“Si ahora haríamos una cuantificación de reservas desarrollando los campos menores de YPFB que es Río Grande, El Dorado, la segunda fase de Aquio Incahuasi y Margarita, en este momento podríamos tener 13,45 TCF”, informó ayer el Ministro de Hidrocarburos en conferencia de prensa.
Las reservas probadas de gas natural de Bolivia certificadas por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants al 31 de diciembre de 2013 alcanzan a 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF).
El Ministro explicó que por año se consume entre 0,7 a 0,8 TCF de gas tanto en el mercado interno y los contratos de exportación a Brasil y Argentina.
Sánchez detalló que se tiene el recurso del gas cuando está en el subsuelo, pero no se tiene mercado para la explotación; sin embargo, cuando se tiene un mercado seguro y se cuantifica ese potencial, se vuelven reservas.
El Gobierno y la estatal petrolera incentivan los proyectos de exploración con el objetivo de encontrar nuevas reservas de hidrocarburos.
Margarita duplica reservas
El campo Margarita tenía cuantificadas reservas de gas por 3 TCF, sin embargo con los proyectos de exploración se duplicaron las reservas.
“Recordemos que al 31 de diciembre de 2013 en este campo hemos certificado cerca de 3 TCF, hoy estamos hablando de otros 3,5 TCF o más, estamos contentos por un descubrimiento mayor”, manifestó el ministro Sánchez.
Estudios de exploración
El titular de Hidrocarburos, señaló que en anteriores proyectos, de diez perforaciones de exploración que se realizaban, tres eran exitosos.
Con la actualización de los estudios de exploración, el promedio de éxito es mayor principalmente en los megacampos como Margarita y San Alberto, entre otros.
“En estos campos casi todos los pozos son exitosos porque el conocimiento del subandino sur que realizaron los geólogos bolivianos, nuestros profesionales son muy capaces”, resaltó.
En debate ley de Incentivos: Especialistas recomiendan nueva Ley de Hidrocarburos
Ante los diversos cuestionamientos de gobernaciones, municipios y universidades sobre el recorte de 12 por ciento que sufrirán del Impuesto Directo a los Hidrocarburos para financiar el proyecto de Ley de Incentivos a las Inversiones Petroleras, el exministro Mauricio Medinacelli se unió a las voces que apoyan la formulación de una nueva Ley de Hidrocarburos, donde se pueda incluir incentivos que promuevan la inversión en el sector. El analista del sector Boris Gómez Uzqueda expresó recientemente similar iniciativa.
El ministro de Hidrocarburo y Energía, Luis Alberto Sánchez, dijo que la propuesta gubernamental apunta a compartir los recursos que se obtengan por el aporte al fondo de incentivos.
INCENTIVOS
Medinacelli, en un artículo de su autoría publicado en su blog “El incentivo”, sostuvo que para incrementar la producción de petróleo en Bolivia se debe trabajar en una nueva norma de hidrocarburos.
PROYECTOS EXITOSOS
En conferencia de prensa, Sánchez informó que el fondo de incentivos que crea el proyecto de “Ley 319 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera” o “Ley de Incentivos”, sólo premiará a los proyectos exitosos.
La autoridad afirmó que si la capacidad de una planta no cumple con lo establecido en el proyecto inicial o un pozo resulte seco tras su perforación, estas inversiones no tendrán premios.
“Sólo se incentiva aquellos proyectos que son exitosos. Por ejemplo, de perforarse un pozo y ese pozo vale 100 millones de dólares y es seco, ese no tendrá premio. Si tenemos una planta que debería procesar 10 millones de metros cúbicos y esa planta procesa 1 millón, tampoco le vamos a incrementar”, aclaró en rueda de prensa.
PLAZOS
Sánchez informó que por cada dólar que inviertan los gobiernos subnacionales o las universidades se devolverán a mediano plazo 9,73 dólares, pero no especificó plazos concretos, es decir meses, años ni tampoco precisó sobre los tiempos de maduración de los proyectos.
También indicó que en 10 años las regiones obtendrán ganancias considerables por el aporte que hagan al fondo. Por ejemplo, señaló que en la próxima década, el departamento de La Paz debe recibir alrededor de $us 1.467 millones por IDH, pero con la aplicación de la Ley de Incentivos, ese monto podría casi duplicarse y subir a $us 2.560 millones.
EXPLORACIÓN
Al respecto, Medinacelli recuerda que los períodos de exploración duran entre 5 a 7 años y la norma de incentivos menciona que el mismo será entregado a las inversiones realizadas antes de 2019.
La propuesta hace deducir que en la primera etapa, el fondo será sólo de acumulación y luego de 4 o 5 años, empezaría a desembolsar los recursos dependiendo de las prioridades. Medinacelli señala que este mecanismo “funciona si los recursos de dicho Fondo son administrados prudentemente”.
La exautoridad señaló que el mecanismo de incentivos debía aplicarse en la época de “vacas gordas”, y no ahora que el precio del barril del crudo está bajo.
REGIONES
Las regiones, como Tarija, enviaron una carta al presidente del Senado, Alberto Gonzales, en la que solicitan garantías y plazos para la devolución de los aportes que realizarán las gobernaciones. Así se conoció en algunos medios de comunicación el caso del gobernador de ese departamento, Adrián Oliva.
Otros departamentos ya se pronunciaron sobre la decisión del Gobierno, pero Sánchez reiteró que los “retornos serán atractivos”, ya que no sólo ganarán el doble, sino será más. Y respecto al tema de garantías, la autoridad dijo que los pozos en producción y los que se desarrollen para aumentar la producción y las reservas son la mejor garantía.
AGUINALDO
Entretanto, el líder político del Partido Demócrata Cristiano (PDC), Jorge Quiroga, también criticó la decisión del Gobierno de impulsar la Ley de Incentivos, ya que considera que el Gobierno premia con el doble aguinaldo a las empresas petroleras.
Y en canales de televisión, Quiroga dijo que la propuesta oficial es como pedir dinero a las entidades subnacionales para comprar un billete de lotería.
NUEVA LEY
Ante ese panorama, Medinacelli señala que es hora de discutir una nueva Ley de Hidrocarburos que permita, tasas impositivas progresivas y eficientes, reglas claras para atraer inversión, eliminación paulatina de subsidios, consolidar la corporativización de YPFB, abrir nuevos mercados, promover la exploración en áreas no tradicionales, discutir honestamente la relación con el medio ambiente y pueblos originarios, además de información sobre el sector, etc. “Es decir, creo que es momento de calmar las palabras y dar paso a los hechos, pero de forma integral”, dijo.
OTRAS VOCES
El analista del sector hidrocarburos, Boris Gómez Uzqueda, en su momento, también planteó –coincidentemente con Medinacelli– la elaboración de una nueva Ley de Hidrocarburos, que en primera instancia se ajuste a la Constitución Política del Estado, ya que la misma data de 2005, y que muestre un nuevo escenario para el inversionista.
Pese a estos argumentos que provienen de especialistas en esta temática, Sánchez sostuvo que “no hay necesidad” de modificar el proyecto de Ley de Incentivos porque el retorno de los recursos invertidos en el fondo está garantizado.
ANTECEDENTES
- El proyecto de Ley 319, actualmente en consideración del Órgano Legislativo, crea un fondo económico con el aporte del 12% de los recursos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que perciben gobernaciones, alcaldías municipales y universidades.
- El 12 por ciento corresponde a gobernaciones, universidades, municipios y Fondo Indígena, pero se desconoce el porcentaje que corresponde a cada una de ellas.
El ministro de Hidrocarburo y Energía, Luis Alberto Sánchez, dijo que la propuesta gubernamental apunta a compartir los recursos que se obtengan por el aporte al fondo de incentivos.
INCENTIVOS
Medinacelli, en un artículo de su autoría publicado en su blog “El incentivo”, sostuvo que para incrementar la producción de petróleo en Bolivia se debe trabajar en una nueva norma de hidrocarburos.
PROYECTOS EXITOSOS
En conferencia de prensa, Sánchez informó que el fondo de incentivos que crea el proyecto de “Ley 319 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera” o “Ley de Incentivos”, sólo premiará a los proyectos exitosos.
La autoridad afirmó que si la capacidad de una planta no cumple con lo establecido en el proyecto inicial o un pozo resulte seco tras su perforación, estas inversiones no tendrán premios.
“Sólo se incentiva aquellos proyectos que son exitosos. Por ejemplo, de perforarse un pozo y ese pozo vale 100 millones de dólares y es seco, ese no tendrá premio. Si tenemos una planta que debería procesar 10 millones de metros cúbicos y esa planta procesa 1 millón, tampoco le vamos a incrementar”, aclaró en rueda de prensa.
PLAZOS
Sánchez informó que por cada dólar que inviertan los gobiernos subnacionales o las universidades se devolverán a mediano plazo 9,73 dólares, pero no especificó plazos concretos, es decir meses, años ni tampoco precisó sobre los tiempos de maduración de los proyectos.
También indicó que en 10 años las regiones obtendrán ganancias considerables por el aporte que hagan al fondo. Por ejemplo, señaló que en la próxima década, el departamento de La Paz debe recibir alrededor de $us 1.467 millones por IDH, pero con la aplicación de la Ley de Incentivos, ese monto podría casi duplicarse y subir a $us 2.560 millones.
EXPLORACIÓN
Al respecto, Medinacelli recuerda que los períodos de exploración duran entre 5 a 7 años y la norma de incentivos menciona que el mismo será entregado a las inversiones realizadas antes de 2019.
La propuesta hace deducir que en la primera etapa, el fondo será sólo de acumulación y luego de 4 o 5 años, empezaría a desembolsar los recursos dependiendo de las prioridades. Medinacelli señala que este mecanismo “funciona si los recursos de dicho Fondo son administrados prudentemente”.
La exautoridad señaló que el mecanismo de incentivos debía aplicarse en la época de “vacas gordas”, y no ahora que el precio del barril del crudo está bajo.
REGIONES
Las regiones, como Tarija, enviaron una carta al presidente del Senado, Alberto Gonzales, en la que solicitan garantías y plazos para la devolución de los aportes que realizarán las gobernaciones. Así se conoció en algunos medios de comunicación el caso del gobernador de ese departamento, Adrián Oliva.
Otros departamentos ya se pronunciaron sobre la decisión del Gobierno, pero Sánchez reiteró que los “retornos serán atractivos”, ya que no sólo ganarán el doble, sino será más. Y respecto al tema de garantías, la autoridad dijo que los pozos en producción y los que se desarrollen para aumentar la producción y las reservas son la mejor garantía.
AGUINALDO
Entretanto, el líder político del Partido Demócrata Cristiano (PDC), Jorge Quiroga, también criticó la decisión del Gobierno de impulsar la Ley de Incentivos, ya que considera que el Gobierno premia con el doble aguinaldo a las empresas petroleras.
Y en canales de televisión, Quiroga dijo que la propuesta oficial es como pedir dinero a las entidades subnacionales para comprar un billete de lotería.
NUEVA LEY
Ante ese panorama, Medinacelli señala que es hora de discutir una nueva Ley de Hidrocarburos que permita, tasas impositivas progresivas y eficientes, reglas claras para atraer inversión, eliminación paulatina de subsidios, consolidar la corporativización de YPFB, abrir nuevos mercados, promover la exploración en áreas no tradicionales, discutir honestamente la relación con el medio ambiente y pueblos originarios, además de información sobre el sector, etc. “Es decir, creo que es momento de calmar las palabras y dar paso a los hechos, pero de forma integral”, dijo.
OTRAS VOCES
El analista del sector hidrocarburos, Boris Gómez Uzqueda, en su momento, también planteó –coincidentemente con Medinacelli– la elaboración de una nueva Ley de Hidrocarburos, que en primera instancia se ajuste a la Constitución Política del Estado, ya que la misma data de 2005, y que muestre un nuevo escenario para el inversionista.
Pese a estos argumentos que provienen de especialistas en esta temática, Sánchez sostuvo que “no hay necesidad” de modificar el proyecto de Ley de Incentivos porque el retorno de los recursos invertidos en el fondo está garantizado.
ANTECEDENTES
- El proyecto de Ley 319, actualmente en consideración del Órgano Legislativo, crea un fondo económico con el aporte del 12% de los recursos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que perciben gobernaciones, alcaldías municipales y universidades.
- El 12 por ciento corresponde a gobernaciones, universidades, municipios y Fondo Indígena, pero se desconoce el porcentaje que corresponde a cada una de ellas.
miércoles, 18 de noviembre de 2015
Campo Margarita-Huacaya bate un récord de producción de gas
El campo Margarita-Huacaya, operado por Repsol y otras dos socias, batió el récord de producción de gas natural con 19 millones de metros cúbicos/día (MMmcd). La firma española mostró interés en seguir invirtiendo en Bolivia.
"El esfuerzo ha dado buenos resultados y hoy (ayer) podemos confirmar que estamos en condiciones de ofrecer más de 19 MMmcd de gas al mercado, por encima de lo comprometido e incluso de lo que debíamos entregar a partir del próximo año”, aseguró ayer el presidente de Repsol, Antonio Brufau.
Según el ejecutivo, el volumen supera los compromisos asumidos en el marco de la Fase III del desarrollo de este yacimiento, que era llegar a 18 MMmcd en enero de 2016.
La mayor disponibilidad de hidrocarburos del campo Margarita-Huacaya se logró tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 MMmcd desde agosto pasado; de esa forma se superó la mayor producción histórica registrada en otros campos en Bolivia.
El presidente Evo Morales afirmó que con esta nueva producción y las nuevas reservas se garantiza el abastecimiento del mercado interno y externo, que equivale a más del 30% de la producción nacional, que en la actualidad está en un promedio de 61 MMmcd.
"Desde enero 2016 se incorporará la producción de 1,5 MMmcd; por tanto, este campo (Margarita-Huacaya) producirá más de 20 MMmcd; sigue mejorando la producción y estamos hablando sólo de un campo”, afirmó Morales.
De acuerdo con los datos de la firma española, en enero de este año la producción del área de contrato Caipipendi alcanzó los 16,5 MMmcd, lo cual fue posible por una adenda de entrega de gas y de inicio de un progresivo aumento de la producción, suscrita en noviembre de 2014.
Caipipendi está en el sur del país, entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El campo está operado por Repsol Bolivia, con una participación del 37,5%, y sus socias BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia (25%).
Nuevos compromisos
Brufau anticipó que se culminará con la interpretación de los trabajos de sísmica que se realizaron entre 2013-2014, para luego comenzar un nuevo trabajo en Caipipendi, que tiene potencial para incorporar nuevas reservas.
"Queremos contribuir a que Bolivia cumpla con los compromisos que tiene tanto en el mercado interno como externo; sabemos que los requerimientos están aumentando y por ello ya tenemos la siguiente meta de alcanzar los 20 MMmcd de producción en el corto plazo”, precisó Brufau.
Incluso dijo que con la perforación del Huacaya II se tendrá noticias a inicios de 2017.
Margarita-Huacaya es un área de explotación con una superficie de 123 mil hectáreas, donde a la fecha operan nueve pozos que tienen una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros, que fueron intervenidos entre 1998 y 2015. La planta Margarita inició sus operaciones en 2004.
Este año los recursos destinados a Caipipendi suman 135 millones de dólares.
Para el próximo año se contempla una inversión de 30 millones de dólares en trabajos de sísmica, lo que puede derivar en la perforación de pozos exploratorios en 2017, señala un boletín de prensa de la empresa petrolera española Repsol.
El cumplimiento
Extracción En febrero de este año se llegó a 18 millones de metros cúbicos/día (MMmcd), volumen que se había comprometido para enero de 2016.
Entrega La producción actual concentra el gas de los pozos Margarita X-1, 3, 4, 5, 6 y 8, además del Huacaya X-1. Hasta fin de año se incorporará la producción del Margarita 7, en el cual se invirtieron 113 millones de dólares y que garantizará una adición en el suministro de gas a la planta debido a que se estima que permitirá incorporar más de 3 MMmcd.
Sociedad El presidente Evo Morales reveló que con Repsol habrá un plan de negociación para ampliar su presencia hasta 2050, como socios.
"El esfuerzo ha dado buenos resultados y hoy (ayer) podemos confirmar que estamos en condiciones de ofrecer más de 19 MMmcd de gas al mercado, por encima de lo comprometido e incluso de lo que debíamos entregar a partir del próximo año”, aseguró ayer el presidente de Repsol, Antonio Brufau.
Según el ejecutivo, el volumen supera los compromisos asumidos en el marco de la Fase III del desarrollo de este yacimiento, que era llegar a 18 MMmcd en enero de 2016.
La mayor disponibilidad de hidrocarburos del campo Margarita-Huacaya se logró tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 MMmcd desde agosto pasado; de esa forma se superó la mayor producción histórica registrada en otros campos en Bolivia.
El presidente Evo Morales afirmó que con esta nueva producción y las nuevas reservas se garantiza el abastecimiento del mercado interno y externo, que equivale a más del 30% de la producción nacional, que en la actualidad está en un promedio de 61 MMmcd.
"Desde enero 2016 se incorporará la producción de 1,5 MMmcd; por tanto, este campo (Margarita-Huacaya) producirá más de 20 MMmcd; sigue mejorando la producción y estamos hablando sólo de un campo”, afirmó Morales.
De acuerdo con los datos de la firma española, en enero de este año la producción del área de contrato Caipipendi alcanzó los 16,5 MMmcd, lo cual fue posible por una adenda de entrega de gas y de inicio de un progresivo aumento de la producción, suscrita en noviembre de 2014.
Caipipendi está en el sur del país, entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El campo está operado por Repsol Bolivia, con una participación del 37,5%, y sus socias BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia (25%).
Nuevos compromisos
Brufau anticipó que se culminará con la interpretación de los trabajos de sísmica que se realizaron entre 2013-2014, para luego comenzar un nuevo trabajo en Caipipendi, que tiene potencial para incorporar nuevas reservas.
"Queremos contribuir a que Bolivia cumpla con los compromisos que tiene tanto en el mercado interno como externo; sabemos que los requerimientos están aumentando y por ello ya tenemos la siguiente meta de alcanzar los 20 MMmcd de producción en el corto plazo”, precisó Brufau.
Incluso dijo que con la perforación del Huacaya II se tendrá noticias a inicios de 2017.
Margarita-Huacaya es un área de explotación con una superficie de 123 mil hectáreas, donde a la fecha operan nueve pozos que tienen una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros, que fueron intervenidos entre 1998 y 2015. La planta Margarita inició sus operaciones en 2004.
Este año los recursos destinados a Caipipendi suman 135 millones de dólares.
Para el próximo año se contempla una inversión de 30 millones de dólares en trabajos de sísmica, lo que puede derivar en la perforación de pozos exploratorios en 2017, señala un boletín de prensa de la empresa petrolera española Repsol.
El cumplimiento
Extracción En febrero de este año se llegó a 18 millones de metros cúbicos/día (MMmcd), volumen que se había comprometido para enero de 2016.
Entrega La producción actual concentra el gas de los pozos Margarita X-1, 3, 4, 5, 6 y 8, además del Huacaya X-1. Hasta fin de año se incorporará la producción del Margarita 7, en el cual se invirtieron 113 millones de dólares y que garantizará una adición en el suministro de gas a la planta debido a que se estima que permitirá incorporar más de 3 MMmcd.
Sociedad El presidente Evo Morales reveló que con Repsol habrá un plan de negociación para ampliar su presencia hasta 2050, como socios.
Cotización El petróleo vuelve a bajar su precio en Nueva York
El petróleo bajó ayer en Nueva York impactado por el dólar fortalecido y expectativas de incremento de las reservas de Estados Unidos.
El barril de "light sweet crude" (WTI) para entrega en diciembre bajó 1,07 dólares a 40,67 y de ese modo anuló su ganancia de la sesión anterior.
En Londres, el petróleo Brent para enero perdió 99 centavos a 43,57 dólares. "Se volvió a prestar atención a la (abundante) oferta y, además, el dólar está más fuerte", comentó Matt Smith, de la firma ClipperData.
Pese a ese retorno de las inquietudes, los precios siguieron por encima del piso de los 40 dólares. Según Smith, los precios se benefician de la prudencia del mercado que se resiste a bajar los valores pese al inestable contexto político mundial tras los atentados en París el pasado viernes. / AFP
El barril de "light sweet crude" (WTI) para entrega en diciembre bajó 1,07 dólares a 40,67 y de ese modo anuló su ganancia de la sesión anterior.
En Londres, el petróleo Brent para enero perdió 99 centavos a 43,57 dólares. "Se volvió a prestar atención a la (abundante) oferta y, además, el dólar está más fuerte", comentó Matt Smith, de la firma ClipperData.
Pese a ese retorno de las inquietudes, los precios siguieron por encima del piso de los 40 dólares. Según Smith, los precios se benefician de la prudencia del mercado que se resiste a bajar los valores pese al inestable contexto político mundial tras los atentados en París el pasado viernes. / AFP
Margarita-Huacaya aporta 30% a producción nacional
INVERSIONES
El compromiso asumido por Repsol, con el Estado a través de YPFB supone que, junto a sus socios BG Bolivia y PAE, realicen inversiones por $us 158 millones hasta el 2018, en el marco de la Fase III de Margarita-Huacaya.
El campo Margarita-Huacaya, compartido entre Chuquisaca y Tarija, alcanzó un nuevo récord de producción, 19,2 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas, y con ello ahora aporta el 30% del energético que obtiene el país. Mientras este campo genera más recursos, Chuquisaca seguirá recibiendo lo mismo en regalías hasta febrero de 2016, cuando se conocerán los resultados de la delimitación de los nuevos reservorios que están entrando en operación.
La mayor disponibilidad de hidrocarburos del Margarita-Huacaya, se logró tras el inicio de la producción en el pozo MGR 8, que sumó 1,2 MMmcd desde principios de agosto. De esta forma, se supera la mayor producción histórica registrada en otros campos en Bolivia.
“Con esta nueva producción y con nuevas reservas prácticamente está garantizado el mercado interno, el mercado externo y la industrialización”, destacó el presidente Evo Morales.
El anuncio fue realizado ayer por el Jefe de Estado y el titular de Repsol, Antonio Brufau, quienes visitaron la Planta de Procesamiento de Gas Proyecto Margarita–Huacaya Fase III. En la oportunidad, Repsol y sus socios, BG Bolivia y PAE, renovaron su compromiso para incorporar nuevos volúmenes a la oferta de gas para los mercados interno y externo.
“Hoy podemos confirmar que estamos en condiciones de ofrecer más de 19 MMmcd de gas natural, por encima de lo comprometido”, dijo Brufau desde Tarija. Mientras que el presidente Evo Morales aseguró que desde enero de 2016, la producción superará los 20 MMmcd de producción de gas.
En el acto que se realizó en el campo más importante de producción de gas natural, Brufau dijo que la española Repsol tiene oportunidad para desarrollar nuevos proyectos de inversión. “Esto me gustaría destacar, Bolivia es un país magnifico para invertir”.
El presidente de Repsol apuntó que hasta fin de año entrará en producción el Margarita 7 (MGR 7) que incorporará un caudal superior a los 3 MMmcd.
Proyectó que a mediano plazo se iniciará la perforación de Huacaya 2, en territorio chuquisaqueño, donde se espera confirmar la presencia de nuevos volúmenes de gas.
El descubrimiento de los dos nuevos pozos (MGR 7 y MGR 8) en el campo Margarita-Huacaya, generaron bastante expectativa en Chuquisaca al grado de que sus autoridades anticiparan el incremento del porcentaje de distribución del campo para Chuquisaca a más del 50%, ya que ambas reservas estarían ubicadas en territorio chuquisaqueño.
YPFB ya lanzó la licitación para la delimitación de los nuevos reservorios junto con el del campo Incahuasi, la empresa consultora será contratada hasta diciembre y los resultados de este estudio estarán listos en febrero de 2016. Mientras, Chuquisaca deberá esperar hasta esa fecha para saber si mejorará su participación en la distribución de regalías por la explotación de este campo.
Repsol entrega más gas de campo Margarita a YPFB
La planta Margarita que opera Repsol en Tarija alcanzó una producción de 19 millones de metros cúbicos por día (MM3D), reportó la compañía. En febrero pasado, la petrolera logró procesar 18 millones de gas. Su titular, Antonio Brufau, ratificó ayer su compromiso para incorporar nuevos volúmenes a la oferta de gas. Los precios petroleros se mantienen por debajo de los $us 50 dólares el barril del crudo. Este martes la cotización Texas (WTI) se colocó en $us 43 el barril.
ANUNCIO
El anuncio fue realizado este martes en presencia del presidente, Evo Morales, y el presidente de Repsol, quienes encabezaron un acto “en el cual la compañía y sus socios renovaron su compromiso para incorporar nuevos volúmenes a la oferta de gas para los mercados interno y externo, para lo que se está ejecutando trabajos de perforación y se preparan actividades de exploración”, dijo un comunicado de la empresa.
NUEVO VOLUMEN
El nuevo volumen, equivalente a 671 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), supera el mayor caudal producido históricamente por un campo en Bolivia y representa más del 30% de la actual producción nacional, explicó la petrolera en un comunicado. La mayor disponibilidad de hidrocarburos en Margarita-Huacaya se logró tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 MM3D desde principios de agosto.
CUELLOS DE BOTELLA
A esto se sumaron otros trabajos para superar algunos “cuellos de botella” propios del proceso de acondicionamiento, los cuales se detectaron principalmente en el área de estabilización de los condensados, la capacidad de compresión y capacidad de evacuación y almacenamiento para los líquidos.
Estas labores se cumplieron en el marco de la Fase III del desarrollo de Margarita-Huacaya que contemplaba una inversión de 158 millones de dólares hasta 2018, pero los plazos se han acortado en función de la anticipada incorporación de nuevos volúmenes de gas por la exitosa perforación de nuevos pozos. En 2015 la inversión en Caipipendi alcanzará a 135 millones de dólares, señaló el documento.
SOCIOS
BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia son socios de Repsol que es la operadora del consorcio Caipipendi. El ejecutivo de la compañía española sostuvo que sus contrapartes “cumplen de manera anticipada el compromiso asumido con el Estado boliviano de incrementar la producción”.
EXPLORACIÓN
En el mediano plazo se pretende adicionar nuevos volúmenes de gas a través de la exploración cercana a aquellos campos que ya tienen instalaciones existentes. Por ello, para el próximo año en Caipipendi se contempla una inversión de $us 30 millones en trabajos de sísmica, lo que podría derivar en nuevas inversiones en pozos exploratorios al sur del área de contrato. Estos trabajos se iniciarían en 2017, dice el comunicado
HUACAYA 2
Actualmente se está perforando el pozo Huacaya 2, en el municipio del mismo nombre, en la provincia Luis Calvo del departamento de Chuquisaca. La profundidad estimada es 5.850 metros y los trabajos, que se iniciaron a mediados de octubre, durarán aproximadamente 410 días, estima la petrolera.
Un grupo de aproximadamente 100 personas de Repsol Bolivia y de las empresas contratistas trabaja en la perforación que está a cargo de la empresa Petrex.
CONSORCIO
El área de Contrato Caipipendi está ubicado en la zona Sur de Bolivia, en los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Está operado por Repsol Bolivia, que tiene una participación del 37,5%, y tiene como socios a BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia (25%).
Margarita-Huacaya constituye un área de explotación con una superficie de 123,000 hectáreas donde a la fecha existen 9 pozos –con una profundidad que varía entre 4.000 y 6.000 metros– que fueron perforados entre 1998 y 2015.
DATOS
FASE III:
-Meta alcanzada: 19 millones de metros cúbicos diarios de gas en noviembre de 2015, fundamentalmente por la optimización de la planta y de las instalaciones de superficie, así como la incorporación de nuevos volúmenes de gas.
-Volúmenes: En cuanto a volúmenes de producción, Margarita-Huacaya produce más del 30% del gas de Bolivia.
-Fase I y II: inversión $us 1.250 millones.
PRÓXIMAS ACTIVIDADES
Iniciada perforación del pozo Huacaya 2.
Este, junto a los caudales de producción adicionados con la perforación de los pozos Margarita 7 y 8, permiten garantizar los volúmenes comprometidos para los próximos años.
Se continúa trabajando en la eliminación de cuellos de botella en los sistemas de transporte y procesamiento para lograr un nuevo incremento de la oferta para llegar a 20 millones de metros cúbicos diarios de gas.
ANUNCIO
El anuncio fue realizado este martes en presencia del presidente, Evo Morales, y el presidente de Repsol, quienes encabezaron un acto “en el cual la compañía y sus socios renovaron su compromiso para incorporar nuevos volúmenes a la oferta de gas para los mercados interno y externo, para lo que se está ejecutando trabajos de perforación y se preparan actividades de exploración”, dijo un comunicado de la empresa.
NUEVO VOLUMEN
El nuevo volumen, equivalente a 671 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), supera el mayor caudal producido históricamente por un campo en Bolivia y representa más del 30% de la actual producción nacional, explicó la petrolera en un comunicado. La mayor disponibilidad de hidrocarburos en Margarita-Huacaya se logró tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 MM3D desde principios de agosto.
CUELLOS DE BOTELLA
A esto se sumaron otros trabajos para superar algunos “cuellos de botella” propios del proceso de acondicionamiento, los cuales se detectaron principalmente en el área de estabilización de los condensados, la capacidad de compresión y capacidad de evacuación y almacenamiento para los líquidos.
Estas labores se cumplieron en el marco de la Fase III del desarrollo de Margarita-Huacaya que contemplaba una inversión de 158 millones de dólares hasta 2018, pero los plazos se han acortado en función de la anticipada incorporación de nuevos volúmenes de gas por la exitosa perforación de nuevos pozos. En 2015 la inversión en Caipipendi alcanzará a 135 millones de dólares, señaló el documento.
SOCIOS
BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia son socios de Repsol que es la operadora del consorcio Caipipendi. El ejecutivo de la compañía española sostuvo que sus contrapartes “cumplen de manera anticipada el compromiso asumido con el Estado boliviano de incrementar la producción”.
EXPLORACIÓN
En el mediano plazo se pretende adicionar nuevos volúmenes de gas a través de la exploración cercana a aquellos campos que ya tienen instalaciones existentes. Por ello, para el próximo año en Caipipendi se contempla una inversión de $us 30 millones en trabajos de sísmica, lo que podría derivar en nuevas inversiones en pozos exploratorios al sur del área de contrato. Estos trabajos se iniciarían en 2017, dice el comunicado
HUACAYA 2
Actualmente se está perforando el pozo Huacaya 2, en el municipio del mismo nombre, en la provincia Luis Calvo del departamento de Chuquisaca. La profundidad estimada es 5.850 metros y los trabajos, que se iniciaron a mediados de octubre, durarán aproximadamente 410 días, estima la petrolera.
Un grupo de aproximadamente 100 personas de Repsol Bolivia y de las empresas contratistas trabaja en la perforación que está a cargo de la empresa Petrex.
CONSORCIO
El área de Contrato Caipipendi está ubicado en la zona Sur de Bolivia, en los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Está operado por Repsol Bolivia, que tiene una participación del 37,5%, y tiene como socios a BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia (25%).
Margarita-Huacaya constituye un área de explotación con una superficie de 123,000 hectáreas donde a la fecha existen 9 pozos –con una profundidad que varía entre 4.000 y 6.000 metros– que fueron perforados entre 1998 y 2015.
DATOS
FASE III:
-Meta alcanzada: 19 millones de metros cúbicos diarios de gas en noviembre de 2015, fundamentalmente por la optimización de la planta y de las instalaciones de superficie, así como la incorporación de nuevos volúmenes de gas.
-Volúmenes: En cuanto a volúmenes de producción, Margarita-Huacaya produce más del 30% del gas de Bolivia.
-Fase I y II: inversión $us 1.250 millones.
PRÓXIMAS ACTIVIDADES
Iniciada perforación del pozo Huacaya 2.
Este, junto a los caudales de producción adicionados con la perforación de los pozos Margarita 7 y 8, permiten garantizar los volúmenes comprometidos para los próximos años.
Se continúa trabajando en la eliminación de cuellos de botella en los sistemas de transporte y procesamiento para lograr un nuevo incremento de la oferta para llegar a 20 millones de metros cúbicos diarios de gas.
Campo Margarita asegura la venta y consumo de gas
El presidente de la transnacional Repsol llegó a Bolivia para hacer el anuncio y proyectar nuevos acuerdos.
El campo Margarita-Huacaya mostró ayer su verdadero potencial al confirmarse que está en capacidad de entregar diariamente 19,2 millones de metros cúbicos día (Mmcd) de gas natural, con lo que se garantiza la exportación del energético y el consumo interno.
El anuncio se formalizó durante un acto que contó con la presencia del presidente Evo Morales y el principal ejecutivo de la transnacional española Repsol Antonio Brufau. "Con esta nueva producción y con nuevas reservas prácticamente está garantizado el mercado interno, el mercado externo y la industrialización", dijo Morales, mientras el presidente de Repsol señaló que se encuentran en "condiciones de ofrecer más de 19 Mmcd de gas al mercado, por encima de lo comprometido, incluso de lo que debíamos entregar a partir del próximo año".
El despacho de la agencia estatal ABI desde Palos Blancos señala que Brufau anunció la inyección de nuevos recursos económicos para potenciar el desarrollo de los campos hidrocarburíferos que actualmente operan, mientras el Primer Mandatario se refirió a la apertura de un proceso de nuevas negociaciones con la empresa petrolera para mantener su presencia en el país hasta 2050.
SE CONFIRMAN NUEVAS INVERSIONES. El campo Margarita se descubrió en 1998, se encuentra en territorio tarijeño y con Huacaya, que está en Chuquisaca, forman parte de uno de los principales reservorios de gas de Bolivia y es conocido como bloque Caipipendi. El Presidente Evo Morales dijo que la petrolera invertirá 1.500 millones de dólares, por lo que garantizó la seguridad jurídica.
Recordó que el campo Margarita en 2005 producía solamente tres millones de metros cúbicos día y en la actualidad se convirte en el campo más grande del país. Se espera que con todos estos compromisos se incremente la producción de Margarita a más de 20 millones de metros cúbicos de gas.
Se calcula que el total de las inversiones programadas para la exploración hasta la gestión 2023 llegue a superar los 1.245 millones de dólares, con lo que la renta petrolera podría llegar a unos 14.371 millones de dólares en 2025.
El Presidente de la Repsol dijo que Bolivia es un "país magnifico para invertir (...). Hoy nuevamente estamos demostrando con hechos y buenos resultados la sociedad que hemos consolidado con YPFB y a través de esta empresa con el Estado boliviano, al cual consideramos, y espero que ustedes también nos consideren a nosotros, como nuestro socio estratégico".
La intención de la empresa "es permanecer por muchos años" y se abrió la posibilidad de "concretar nuevas oportunidades de negocios, tanto en el área de desarrollo como de exploración en los diferentes tipos de hidrocarburos".
LOS CÍVICOS DE TARIJA Y CHUQUISACA SE DISPUTARON EN PRINCIPIO LA PROPIEDAD DEL CAMPO MARGARITA, RICO EN RESERVAS GASÍFERAS. Con algunas medidas de presión de por medio, en 2012 se logró un acuerdo luego de cinco días de trabajo técnico y legal entre el Ministerio de Hidrocarburos, YPFB y los representantes cívicos de ambas gobernaciones en conflicto. El consenso al que arribaron permitió la aprobación de un reglamento de reservorios compartidos entre dos o más departamentos, para que ambas regiones puedan realizar un seguimiento a los estudios que ejecute la empresa contratista, además que se puedan realizar consultas, solicitar informaciones y aclaraciones, que no podrán ser ignoradas por parte de ninguna instancia.
El campo Margarita-Huacaya mostró ayer su verdadero potencial al confirmarse que está en capacidad de entregar diariamente 19,2 millones de metros cúbicos día (Mmcd) de gas natural, con lo que se garantiza la exportación del energético y el consumo interno.
El anuncio se formalizó durante un acto que contó con la presencia del presidente Evo Morales y el principal ejecutivo de la transnacional española Repsol Antonio Brufau. "Con esta nueva producción y con nuevas reservas prácticamente está garantizado el mercado interno, el mercado externo y la industrialización", dijo Morales, mientras el presidente de Repsol señaló que se encuentran en "condiciones de ofrecer más de 19 Mmcd de gas al mercado, por encima de lo comprometido, incluso de lo que debíamos entregar a partir del próximo año".
El despacho de la agencia estatal ABI desde Palos Blancos señala que Brufau anunció la inyección de nuevos recursos económicos para potenciar el desarrollo de los campos hidrocarburíferos que actualmente operan, mientras el Primer Mandatario se refirió a la apertura de un proceso de nuevas negociaciones con la empresa petrolera para mantener su presencia en el país hasta 2050.
SE CONFIRMAN NUEVAS INVERSIONES. El campo Margarita se descubrió en 1998, se encuentra en territorio tarijeño y con Huacaya, que está en Chuquisaca, forman parte de uno de los principales reservorios de gas de Bolivia y es conocido como bloque Caipipendi. El Presidente Evo Morales dijo que la petrolera invertirá 1.500 millones de dólares, por lo que garantizó la seguridad jurídica.
Recordó que el campo Margarita en 2005 producía solamente tres millones de metros cúbicos día y en la actualidad se convirte en el campo más grande del país. Se espera que con todos estos compromisos se incremente la producción de Margarita a más de 20 millones de metros cúbicos de gas.
Se calcula que el total de las inversiones programadas para la exploración hasta la gestión 2023 llegue a superar los 1.245 millones de dólares, con lo que la renta petrolera podría llegar a unos 14.371 millones de dólares en 2025.
El Presidente de la Repsol dijo que Bolivia es un "país magnifico para invertir (...). Hoy nuevamente estamos demostrando con hechos y buenos resultados la sociedad que hemos consolidado con YPFB y a través de esta empresa con el Estado boliviano, al cual consideramos, y espero que ustedes también nos consideren a nosotros, como nuestro socio estratégico".
La intención de la empresa "es permanecer por muchos años" y se abrió la posibilidad de "concretar nuevas oportunidades de negocios, tanto en el área de desarrollo como de exploración en los diferentes tipos de hidrocarburos".
LOS CÍVICOS DE TARIJA Y CHUQUISACA SE DISPUTARON EN PRINCIPIO LA PROPIEDAD DEL CAMPO MARGARITA, RICO EN RESERVAS GASÍFERAS. Con algunas medidas de presión de por medio, en 2012 se logró un acuerdo luego de cinco días de trabajo técnico y legal entre el Ministerio de Hidrocarburos, YPFB y los representantes cívicos de ambas gobernaciones en conflicto. El consenso al que arribaron permitió la aprobación de un reglamento de reservorios compartidos entre dos o más departamentos, para que ambas regiones puedan realizar un seguimiento a los estudios que ejecute la empresa contratista, además que se puedan realizar consultas, solicitar informaciones y aclaraciones, que no podrán ser ignoradas por parte de ninguna instancia.
“Hasta el 2050 se agotan todas las reservas de petróleo convencional”
La crisis del petróleo de esquisto es sólo parte un ciclo a punto de cerrar.
La aparente caída mundial del petróleo está a pocos años de recuperarse, según el experto Daniel Álvarez Gantier, docente de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), aunque afirma que al petróleo convencional sólo le quedan 35 años de existencia.
A decir de Álvarez, entre algunos de los factores principales que afectan la baja de precio del barril de crudo, en los últimos años, se destaca a la desaceleración de la economía china, lo que por ende no permite la demanda de éste y, por otro lado, está la producción de esquisto o shale gas en los Estados Unidos, que “viene más o menos desde la primera década de este siglo. Pese a todo ello creo (que la crisis) es un ciclo, que va a recuperar en los próximos años”.
Además, afirma que “el petróleo es básicamente un poder político fuerte”, ya que Arabia Saudita, una de las primeras potencias en este campo, dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), “no ha podido controlar la bajada del precio”. A esto se añade que países que son grandes productores, como Noruega —en Europa—, no están inscritos en la OPEP. Lo que para nuestro analista, son variables que se entrecruzan y que hacen que evidentemente, este año y el próximo este precio se mantenga por los 40 dólares.
“El que define el precio es en realidad el mercado Wall Street… ahí se oferta el stock o se compra, evidentemente aquí funciona una economía de libre mercado, de acuerdo a la demanda y a la oferta”, añade.
Según Álvarez, esta etapa de crisis en el planeta, solo sería parte de un período ya que el crudo es un comodity muy variable y “por lo general, son ciclos de cinco a siete años donde hay buenos precios de mercado y también hay bajos precios en el mercado”.
Sin embargo, a diferencia del petróleo de esquisto o shale oil, Daniel Álvarez afirma que la crisis sí podría sobrevenir en el petróleo convencional, ya que éste si lograría acabarse hasta el 2050 en todo el mundo, o por lo menos en aquellos lugares de fácil acceso.
La aparente caída mundial del petróleo está a pocos años de recuperarse, según el experto Daniel Álvarez Gantier, docente de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), aunque afirma que al petróleo convencional sólo le quedan 35 años de existencia.
A decir de Álvarez, entre algunos de los factores principales que afectan la baja de precio del barril de crudo, en los últimos años, se destaca a la desaceleración de la economía china, lo que por ende no permite la demanda de éste y, por otro lado, está la producción de esquisto o shale gas en los Estados Unidos, que “viene más o menos desde la primera década de este siglo. Pese a todo ello creo (que la crisis) es un ciclo, que va a recuperar en los próximos años”.
Además, afirma que “el petróleo es básicamente un poder político fuerte”, ya que Arabia Saudita, una de las primeras potencias en este campo, dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), “no ha podido controlar la bajada del precio”. A esto se añade que países que son grandes productores, como Noruega —en Europa—, no están inscritos en la OPEP. Lo que para nuestro analista, son variables que se entrecruzan y que hacen que evidentemente, este año y el próximo este precio se mantenga por los 40 dólares.
“El que define el precio es en realidad el mercado Wall Street… ahí se oferta el stock o se compra, evidentemente aquí funciona una economía de libre mercado, de acuerdo a la demanda y a la oferta”, añade.
Según Álvarez, esta etapa de crisis en el planeta, solo sería parte de un período ya que el crudo es un comodity muy variable y “por lo general, son ciclos de cinco a siete años donde hay buenos precios de mercado y también hay bajos precios en el mercado”.
Sin embargo, a diferencia del petróleo de esquisto o shale oil, Daniel Álvarez afirma que la crisis sí podría sobrevenir en el petróleo convencional, ya que éste si lograría acabarse hasta el 2050 en todo el mundo, o por lo menos en aquellos lugares de fácil acceso.
martes, 17 de noviembre de 2015
Producción de petróleo excederá la demanda hasta el 2020
El mercado petrolero continuará teniendo un exceso de oferta hasta finales de la década conforme la tendencia hacia combustibles más limpios y una mayor eficiencia compensarán el efecto producido por los bajos precios, dijo el principal organismo analista de la energía en el mundo.
En su perspectiva anual, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) dijo que la demanda de petróleo aumentaría menos de un 1 por ciento al año entre este 2014 y el 2020, más lentamente de lo necesario para absorber rápidamente un exceso de petróleo que ha bajado los precios hasta niveles mínimos plurianuales.
La desaceleración del crecimiento de la demanda de petróleo tiene lugar luego de un incremento de 15 años en el consumo, impulsado por la rápida industrialización de China y otras economías de mercados emergentes. Pero Beijing ahora se está alejando de los combustibles más sucios y se dirige a un crecimiento menos basado en la energía conforme adopta una economía más impulsada por el consumidor. "Nos estamos acercando al final del mayor crecimiento de la demanda en la historia de la energía", dijo Fatih Birol, director ejecutivo de la AIE, al Financial Times. Dijo que el crecimiento de las energías renovables restringirá aún más la demanda de petróleo.
La AIE prevé que el petróleo crudo no alcance los 80 dólares por barril hasta el 2020 en su "escenario central", mientras se absorbe lentamente el exceso de suministro. Después de 2020, se espera que el crecimiento de la demanda de petróleo se detenga casi totalmente, y se incremente sólo en un 5 por ciento durante los siguientes 20 años, dijo la AIE.
La AIE pronostica que la demanda de petróleo no alcance los 103,5 millones de barriles por día hasta el 2040 (actualmente es de 94,5 millones de barriles por día). El crecimiento será "moderado" por el regreso de los altos precios, los esfuerzos por reducir progresivamente los subsidios y el cambio a combustibles alternativos (especialmente en los mercados desarrollados).
Birol dijo que los compromisos logrados antes de las conversaciones acerca del cambio climático que tendrán lugar en París en diciembre serán otro catalizador en la iniciativa hacia un futuro con bajas emisiones de carbono y de eficiencia energética.
El director de la AIE dijo que no se podía descartar un período prolongado de bajos precios del petróleo. En este escenario de "bajos precios del petróleo", la agencia dijo que los precios permanecerían cercanos a los 50 dólares por barril hasta finales de la década y no aumentarían a 85 hasta 2040.
El desplome del precio del crudo Brent (de 115 dólares por barril en junio de 2014 hasta menos de 50 actualmente) ha afectado los presupuestos de los países productores y forzado a las mayores compañías petroleras del mundo a reducir las inversiones.
Después de años con precios del petróleo superiores a 100 dólares por barril, el mantra de "más bajos durante más tiempo" se ha vuelto parte del léxico de la industria, promovido por los comerciantes, banqueros e incluso la propia AIE conforme los inventarios mundiales aumentan y el almacenamiento se llena. Aún existe un exceso mundial de petróleo de al menos 1 millón de barriles por día.
Desde noviembre, se ha visto afectada la producción ajena al cártel de la OPEP de países como Estados Unidos. Pero ha sido más resistente de lo que se esperaba. Mientras tanto, la producción del cártel (encabezada por Arabia Saudita e Irak) se ha incrementado, lo que ayuda a mantener los precios bajos. La AIE dijo que se había abierto "un camino claro" para más barriles procedentes de Irán.
Funcionarios saudíes advirtieron esta semana que los recortes de inversiones y los precios del petróleo de alrededor de 50 dólares por un período de tiempo prolongado tendrían un impacto "sustancial y duradero" sobre las futuras ofertas de petróleo y podrían producir un aumento repentino de los precios. La AIE también expuso este argumento en un "escenario alternativo”.
Pero pronosticar los precios del petróleo a largo plazo es notoriamente difícil. Hace sólo dos años, la AIE había dicho que aunque el aumento de la producción de esquisto estadounidense "sacudiría" el mundo de la energía, no se esperaba un período de exceso de oferta.
En su perspectiva anual, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) dijo que la demanda de petróleo aumentaría menos de un 1 por ciento al año entre este 2014 y el 2020, más lentamente de lo necesario para absorber rápidamente un exceso de petróleo que ha bajado los precios hasta niveles mínimos plurianuales.
La desaceleración del crecimiento de la demanda de petróleo tiene lugar luego de un incremento de 15 años en el consumo, impulsado por la rápida industrialización de China y otras economías de mercados emergentes. Pero Beijing ahora se está alejando de los combustibles más sucios y se dirige a un crecimiento menos basado en la energía conforme adopta una economía más impulsada por el consumidor. "Nos estamos acercando al final del mayor crecimiento de la demanda en la historia de la energía", dijo Fatih Birol, director ejecutivo de la AIE, al Financial Times. Dijo que el crecimiento de las energías renovables restringirá aún más la demanda de petróleo.
La AIE prevé que el petróleo crudo no alcance los 80 dólares por barril hasta el 2020 en su "escenario central", mientras se absorbe lentamente el exceso de suministro. Después de 2020, se espera que el crecimiento de la demanda de petróleo se detenga casi totalmente, y se incremente sólo en un 5 por ciento durante los siguientes 20 años, dijo la AIE.
La AIE pronostica que la demanda de petróleo no alcance los 103,5 millones de barriles por día hasta el 2040 (actualmente es de 94,5 millones de barriles por día). El crecimiento será "moderado" por el regreso de los altos precios, los esfuerzos por reducir progresivamente los subsidios y el cambio a combustibles alternativos (especialmente en los mercados desarrollados).
Birol dijo que los compromisos logrados antes de las conversaciones acerca del cambio climático que tendrán lugar en París en diciembre serán otro catalizador en la iniciativa hacia un futuro con bajas emisiones de carbono y de eficiencia energética.
El director de la AIE dijo que no se podía descartar un período prolongado de bajos precios del petróleo. En este escenario de "bajos precios del petróleo", la agencia dijo que los precios permanecerían cercanos a los 50 dólares por barril hasta finales de la década y no aumentarían a 85 hasta 2040.
El desplome del precio del crudo Brent (de 115 dólares por barril en junio de 2014 hasta menos de 50 actualmente) ha afectado los presupuestos de los países productores y forzado a las mayores compañías petroleras del mundo a reducir las inversiones.
Después de años con precios del petróleo superiores a 100 dólares por barril, el mantra de "más bajos durante más tiempo" se ha vuelto parte del léxico de la industria, promovido por los comerciantes, banqueros e incluso la propia AIE conforme los inventarios mundiales aumentan y el almacenamiento se llena. Aún existe un exceso mundial de petróleo de al menos 1 millón de barriles por día.
Desde noviembre, se ha visto afectada la producción ajena al cártel de la OPEP de países como Estados Unidos. Pero ha sido más resistente de lo que se esperaba. Mientras tanto, la producción del cártel (encabezada por Arabia Saudita e Irak) se ha incrementado, lo que ayuda a mantener los precios bajos. La AIE dijo que se había abierto "un camino claro" para más barriles procedentes de Irán.
Funcionarios saudíes advirtieron esta semana que los recortes de inversiones y los precios del petróleo de alrededor de 50 dólares por un período de tiempo prolongado tendrían un impacto "sustancial y duradero" sobre las futuras ofertas de petróleo y podrían producir un aumento repentino de los precios. La AIE también expuso este argumento en un "escenario alternativo”.
Pero pronosticar los precios del petróleo a largo plazo es notoriamente difícil. Hace sólo dos años, la AIE había dicho que aunque el aumento de la producción de esquisto estadounidense "sacudiría" el mundo de la energía, no se esperaba un período de exceso de oferta.
Margarita-Huacaya bate récord en producción de gas
La petrolera española Repsol confirmó hoy que produce 19 millones de metros cúbicos por día (Mmcd), un récord de producción del campo gasífero Margarita-Huacaya. A ello el presidente Evo Morales anunció que el mismo yacimiento producirá 20 Mmcd de gas natural a partir de enero próximo, con lo que queda garantizada la provisión del mercado interno, externo y para la industrialización.
El presidente de Repsol, Antonio Brufau, afirmó que ahora se supera los compromisos asumidos en el marco de la Fase III del desarrollo de este yacimiento. "Podemos confirmar que estamos en condiciones de ofrecer más de 19 Mmcd de gas al mercado, por encima de lo comprometido, incluso de lo que debíamos entregar a partir del próximo año”, dijo en el campo Margarita y en presencia del presidente Morales.
Brufau afirmó que ese excedente consolida a Margarita como el campo de mayor producción en la historia de Bolivia. "Con esto queremos contribuir a que Bolivia cumpla con los compromisos que tiene tanto en el mercado interno como los externos, sabemos que los requerimientos están aumentando por ello ya tenemos nuestra siguiente meta a alcanzar que son los 20 millones de metros cúbicos diarios de producción en el corto plazo", dijo.
El presidente de Repsol apuntó que hace unos meses entró en producción el pozo Margarita 8 y hasta fin de año lo hará Margarita 7 que incorporará un caudal de producción superior a los 3 Mmcd. Proyectó que a mediano plazo se iniciará la perforación de Huacaya 2 donde se espera confirmar la presencia de nuevos volúmenes de gas. Recordó que en los últimos meses Repsol-Bolivia ha trabajado para optimizar los procesos en la planta y en las instalaciones de superficie.
El campo Margarita fue descubierto en 1998 y está ubicado en territorio tarijeño, frontera con Chuquisaca. Es el mayor campo del país y representa más del 30% de la producción nacional. Los aumentos de producción se lograron tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 millones de metros cúbicos diarios desde agosto pasado.
Negociaciones hasta 2050
El presidente Morales anunció hoy que a partir del próximo año el campo Margarita producirá 20 Mmcd de gas natural, con lo que queda garantizada la provisión del mercado interno, externo y la industrialización. "Después de escuchar la información decía desde los siguientes días o meses informarnos a partir de enero se incorporará la producción de 1,5 Mmcd de gas y este campo producirá más de 20 millones de mcd”, dijo.
El Jefe de Estado también anunció de negociaciones para mantener la presencia de la empresa petrolera española hasta el año 2050. Recordó que la petrolera invertirá 1.500 millones de dólares y que está garantizada la seguridad jurídica en Bolivia, aspecto muy reclamado por las compañías privadas. "Decirles estamos acá con presidente de Repsol ya es casi es norma vernos por acá cuando hay buenos resultados en ese trabajo conjunto entre el Estado y con Repsol de España”.
Morales recordó que el campo Margarita en 2005 producía tres millones de metros cúbicos día de gas; sin embargo, en la actualidad, se convirtió en el campo más grande de toda Bolivia con una producción en este momento de más de 19 Mmcd de gas.
El presidente de Repsol, Antonio Brufau, afirmó que ahora se supera los compromisos asumidos en el marco de la Fase III del desarrollo de este yacimiento. "Podemos confirmar que estamos en condiciones de ofrecer más de 19 Mmcd de gas al mercado, por encima de lo comprometido, incluso de lo que debíamos entregar a partir del próximo año”, dijo en el campo Margarita y en presencia del presidente Morales.
Brufau afirmó que ese excedente consolida a Margarita como el campo de mayor producción en la historia de Bolivia. "Con esto queremos contribuir a que Bolivia cumpla con los compromisos que tiene tanto en el mercado interno como los externos, sabemos que los requerimientos están aumentando por ello ya tenemos nuestra siguiente meta a alcanzar que son los 20 millones de metros cúbicos diarios de producción en el corto plazo", dijo.
El presidente de Repsol apuntó que hace unos meses entró en producción el pozo Margarita 8 y hasta fin de año lo hará Margarita 7 que incorporará un caudal de producción superior a los 3 Mmcd. Proyectó que a mediano plazo se iniciará la perforación de Huacaya 2 donde se espera confirmar la presencia de nuevos volúmenes de gas. Recordó que en los últimos meses Repsol-Bolivia ha trabajado para optimizar los procesos en la planta y en las instalaciones de superficie.
El campo Margarita fue descubierto en 1998 y está ubicado en territorio tarijeño, frontera con Chuquisaca. Es el mayor campo del país y representa más del 30% de la producción nacional. Los aumentos de producción se lograron tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 millones de metros cúbicos diarios desde agosto pasado.
Negociaciones hasta 2050
El presidente Morales anunció hoy que a partir del próximo año el campo Margarita producirá 20 Mmcd de gas natural, con lo que queda garantizada la provisión del mercado interno, externo y la industrialización. "Después de escuchar la información decía desde los siguientes días o meses informarnos a partir de enero se incorporará la producción de 1,5 Mmcd de gas y este campo producirá más de 20 millones de mcd”, dijo.
El Jefe de Estado también anunció de negociaciones para mantener la presencia de la empresa petrolera española hasta el año 2050. Recordó que la petrolera invertirá 1.500 millones de dólares y que está garantizada la seguridad jurídica en Bolivia, aspecto muy reclamado por las compañías privadas. "Decirles estamos acá con presidente de Repsol ya es casi es norma vernos por acá cuando hay buenos resultados en ese trabajo conjunto entre el Estado y con Repsol de España”.
Morales recordó que el campo Margarita en 2005 producía tres millones de metros cúbicos día de gas; sin embargo, en la actualidad, se convirtió en el campo más grande de toda Bolivia con una producción en este momento de más de 19 Mmcd de gas.
Prevén poco efecto de reducción de subvención de carburantes
La drástica reducción de la subvención para los carburantes no genera cambios sustanciales en la economía nacional y actúa sólo como colchón ante la reducción de los ingresos de las regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) por la baja cotización de los precios internacionales.
La subvención para los carburantes se reducirá en más del 50 por ciento este año en comparación al presupuesto previsto en la pasada gestión. En 2015 se planea cerrar con alrededor de 300 millones de dólares frente a los 860 millones presupuestados en 2014.
Aunque ya se resolvió el abastecimiento del Gas Licuado de Petróleo (GLP), y se pretende disminuir a cero la importación de gasolina especial, el diésel continúa siendo un problema sin solución.
Según el especialista en Hidrocarburos Bernardo Prado, así como va a disminuir el monto que el Gobierno eroga para la subvención de carburantes, también disminuirá el monto que el país reciba por la exportación del gas, como efecto de la cotización de los precios internacionales de los hidrocarburos.
"No es una gran noticia porque hay que ver el otro lado de la moneda: van a caer los precios de la exportación del gas", afirmó Prado.
Coincidiendo con esa postura, el especialista en presupuesto de la Fundación Jubileo, René Martínez, indicó que si se contempla un panorama más amplio el efecto que causa la reducción de la subvención a los carburantes no vuelca los resultados negativos que se tienen por exportaciones de hidrocarburos.
Hasta la fecha, el Gobierno ha resaltado la implementación de políticas para la subvención de los carburantes. Una de ellas es la ampliación de las plantas separadoras de líquidos de Gran Chaco y Río Grande junto a la implementación de una Unidad de Reformación Catalítica en la planta de refinería Gualberto Villarroel y Nueva Unidad de Isomerización en la planta de refinería de Elder Bell.
Por otra parte, el Gobierno viene realizando el trabajo de conversión al Gas Natural Vehicular (GNV) en el parque automotor.
Prado resaltó que el problema que el país debe superar es la importación de diésel. "Yo creo que Bolivia va a importar diésel durante un buen tiempo más, porque Bolivia es una país gasífero más que petrolero. Si queremos dejar de importar diésel vamos a tener que producir más petróleo", afirmó.
Coincidiendo con esa postura, el experto en Hidrocarburos Hugo del Granado afirmó que la mayor parte del monto de la subvención a los hidrocarburos se centra en la importación del diésel.
Indicó que el Gobierno debe incentivar la producción petrolera en el país para resolver el problema de la importación de diésel. "Habrá que buscar la fórmula adecuada que permita hacer lucrativo para la petroleras el negocio de la búsqueda del petróleo", acotó.
Sin embargo, Prado resaltó que es cada vez menos frecuente el problema de desabastecimiento de diésel para el agro en Santa Cruz o de gasolina porque poco a poco se está superando ese problema.
Otro factor que incidió directamente en la subvención de carburantes es la caída de los precios internacionales de los hidrocarburos.
"El mercado internacional está inundado de diésel, aún más que de petróleo. Por lo tanto, los precios del diésel en el mercado internacional han bajado (...). El mercado del diésel ahora es de compradores porque pueden determinar el precio, el volumen y plazos de entrega a los que tienen que acomodarse los vendedores", explicó Del Granado.
Transportistas
El presidente de la Cámara Boliviana de Trasnporte Internacional, Fidel Baptista, afirmó que el Gobierno subvenciona con combustible para su sector porque no les permite fijar sus propios precios por flete y actualmente tienen "grandes pérdidas".
"Si yo pudiera cobrar un flete diferente al del que cobro, sí me beneficiaría (con la subversión)", indicó.
Por su parte, el secretario de Conflictos de la Federación del Autotransporte de Cochabamba, Remberto Pinaya, dijo más del 70 por ciento del parque automotor del departamento funciona a GNV y que su sector no se beneficia con la subvención.
En tanto, el asesor legal de la Cámara del Transporte Pesado, Carlos Arancibia, afirmó que su sector solicitó una audiencia con el presidente del Estado, Evo Morales, para que éste les aclare sobre la distribución del diésel entre los diferentes sectores que lo emplean.
Agregó que los transportistas pesados se encuentran a la espera de una respuesta ante las solicitudes de audiencia y que de no efectuarse la reunión con Morales su sector se verá obligado a asumir medidas de protesta.
PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS GRAN CHACO
Esta planta, que se encuentra ubicada en el departamento de Tarija, tiene una capacidad de producción de 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), 1.658 BPD de gasolina natural y 1.044 barriles por día (BPD) de isopentano.
Durante su inauguración, el pasado 23 de agosto, se puntualizó que inicialmente operaría al 50 por ciento de su capacidad instalada. Con la construcción de esta planta, según anunció el presidente Evo Morales, se disminuirán los montos de subvención de combustibles líquidos y se incrementarán las exportaciones.
PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS RÍO GRANDE
La inauguración de esta planta el pasado mayo de 2013, puso un alto a la subvención de GLP y se iniciaron los proyectos de exportación a los países vecinos.
Junto a la planta de Gran Chaco aportan volúmenes importantes para abastecer el mercado interno y para satisfacer los proyectos de exportación.
La planta de GNL de Río Grande procesará cada día 10 millones de pies cúbicos de gas natural para producir 210 toneladas métricas al día de GNL. De acuerdo a las expectativas de los ejecutivos de YPFB, hay interés en Perú y Paraguay por ingresar en el negocio de importación de gas de Bolivia. Hasta septiembre, las obras tenían un avance de 83 por ciento.
REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL
Con una capacidad actual para procesar 28.000 barriles por día de petróleo crudo (BPD), la Refinería Gualberto Villarroel es la planta de refinación con mayor capacidad de procesamiento de petróleo en el país. Con la ampliación de la refinería, Bolivia dejará de exportar 20 millones de litros de diésel al mes, lo que aportará a la disminución de la subvención de los carburantes.
Esta refinería, posee una unidad de Reformación Catalítica de 8,137 BPD para incrementar el octanaje de la gasolina media para la preparación de gasolina especial y una planta de lubricantes para la producción de aceites base y aceites lubricantes automotrices e industriales con una capacidad de 2200 m3/mes.
REFINERÍA GUILLERMO ELDER BELL
Actualmente, la Refinería Guillermo Elder Bell, cuenta con una capacidad de procesamiento de 24.350 barriles por día (BPD).
Como resultado de las inversiones durante la gestión 2012, actualmente, la Unidad de Crudo del Área -301 cuenta con una capacidad de procesamiento de 18.700 BPD y el Área -300 con capacidad actual para procesar 5.650 BPD.
Su infraestructura contempla dos Plantas de Reformación Catalítica con capacidad de procesamiento de carga de 3.200 Barriles cada una, llegando a procesar un total de 6.400 BPD.
Esta refinería junto a la refinería Gualberto Villarroel permitirán ampliar los niveles de producción de gasolina especial y diésel.
La subvención para los carburantes se reducirá en más del 50 por ciento este año en comparación al presupuesto previsto en la pasada gestión. En 2015 se planea cerrar con alrededor de 300 millones de dólares frente a los 860 millones presupuestados en 2014.
Aunque ya se resolvió el abastecimiento del Gas Licuado de Petróleo (GLP), y se pretende disminuir a cero la importación de gasolina especial, el diésel continúa siendo un problema sin solución.
Según el especialista en Hidrocarburos Bernardo Prado, así como va a disminuir el monto que el Gobierno eroga para la subvención de carburantes, también disminuirá el monto que el país reciba por la exportación del gas, como efecto de la cotización de los precios internacionales de los hidrocarburos.
"No es una gran noticia porque hay que ver el otro lado de la moneda: van a caer los precios de la exportación del gas", afirmó Prado.
Coincidiendo con esa postura, el especialista en presupuesto de la Fundación Jubileo, René Martínez, indicó que si se contempla un panorama más amplio el efecto que causa la reducción de la subvención a los carburantes no vuelca los resultados negativos que se tienen por exportaciones de hidrocarburos.
Hasta la fecha, el Gobierno ha resaltado la implementación de políticas para la subvención de los carburantes. Una de ellas es la ampliación de las plantas separadoras de líquidos de Gran Chaco y Río Grande junto a la implementación de una Unidad de Reformación Catalítica en la planta de refinería Gualberto Villarroel y Nueva Unidad de Isomerización en la planta de refinería de Elder Bell.
Por otra parte, el Gobierno viene realizando el trabajo de conversión al Gas Natural Vehicular (GNV) en el parque automotor.
Prado resaltó que el problema que el país debe superar es la importación de diésel. "Yo creo que Bolivia va a importar diésel durante un buen tiempo más, porque Bolivia es una país gasífero más que petrolero. Si queremos dejar de importar diésel vamos a tener que producir más petróleo", afirmó.
Coincidiendo con esa postura, el experto en Hidrocarburos Hugo del Granado afirmó que la mayor parte del monto de la subvención a los hidrocarburos se centra en la importación del diésel.
Indicó que el Gobierno debe incentivar la producción petrolera en el país para resolver el problema de la importación de diésel. "Habrá que buscar la fórmula adecuada que permita hacer lucrativo para la petroleras el negocio de la búsqueda del petróleo", acotó.
Sin embargo, Prado resaltó que es cada vez menos frecuente el problema de desabastecimiento de diésel para el agro en Santa Cruz o de gasolina porque poco a poco se está superando ese problema.
Otro factor que incidió directamente en la subvención de carburantes es la caída de los precios internacionales de los hidrocarburos.
"El mercado internacional está inundado de diésel, aún más que de petróleo. Por lo tanto, los precios del diésel en el mercado internacional han bajado (...). El mercado del diésel ahora es de compradores porque pueden determinar el precio, el volumen y plazos de entrega a los que tienen que acomodarse los vendedores", explicó Del Granado.
Transportistas
El presidente de la Cámara Boliviana de Trasnporte Internacional, Fidel Baptista, afirmó que el Gobierno subvenciona con combustible para su sector porque no les permite fijar sus propios precios por flete y actualmente tienen "grandes pérdidas".
"Si yo pudiera cobrar un flete diferente al del que cobro, sí me beneficiaría (con la subversión)", indicó.
Por su parte, el secretario de Conflictos de la Federación del Autotransporte de Cochabamba, Remberto Pinaya, dijo más del 70 por ciento del parque automotor del departamento funciona a GNV y que su sector no se beneficia con la subvención.
En tanto, el asesor legal de la Cámara del Transporte Pesado, Carlos Arancibia, afirmó que su sector solicitó una audiencia con el presidente del Estado, Evo Morales, para que éste les aclare sobre la distribución del diésel entre los diferentes sectores que lo emplean.
Agregó que los transportistas pesados se encuentran a la espera de una respuesta ante las solicitudes de audiencia y que de no efectuarse la reunión con Morales su sector se verá obligado a asumir medidas de protesta.
PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS GRAN CHACO
Esta planta, que se encuentra ubicada en el departamento de Tarija, tiene una capacidad de producción de 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), 1.658 BPD de gasolina natural y 1.044 barriles por día (BPD) de isopentano.
Durante su inauguración, el pasado 23 de agosto, se puntualizó que inicialmente operaría al 50 por ciento de su capacidad instalada. Con la construcción de esta planta, según anunció el presidente Evo Morales, se disminuirán los montos de subvención de combustibles líquidos y se incrementarán las exportaciones.
PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS RÍO GRANDE
La inauguración de esta planta el pasado mayo de 2013, puso un alto a la subvención de GLP y se iniciaron los proyectos de exportación a los países vecinos.
Junto a la planta de Gran Chaco aportan volúmenes importantes para abastecer el mercado interno y para satisfacer los proyectos de exportación.
La planta de GNL de Río Grande procesará cada día 10 millones de pies cúbicos de gas natural para producir 210 toneladas métricas al día de GNL. De acuerdo a las expectativas de los ejecutivos de YPFB, hay interés en Perú y Paraguay por ingresar en el negocio de importación de gas de Bolivia. Hasta septiembre, las obras tenían un avance de 83 por ciento.
REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL
Con una capacidad actual para procesar 28.000 barriles por día de petróleo crudo (BPD), la Refinería Gualberto Villarroel es la planta de refinación con mayor capacidad de procesamiento de petróleo en el país. Con la ampliación de la refinería, Bolivia dejará de exportar 20 millones de litros de diésel al mes, lo que aportará a la disminución de la subvención de los carburantes.
Esta refinería, posee una unidad de Reformación Catalítica de 8,137 BPD para incrementar el octanaje de la gasolina media para la preparación de gasolina especial y una planta de lubricantes para la producción de aceites base y aceites lubricantes automotrices e industriales con una capacidad de 2200 m3/mes.
REFINERÍA GUILLERMO ELDER BELL
Actualmente, la Refinería Guillermo Elder Bell, cuenta con una capacidad de procesamiento de 24.350 barriles por día (BPD).
Como resultado de las inversiones durante la gestión 2012, actualmente, la Unidad de Crudo del Área -301 cuenta con una capacidad de procesamiento de 18.700 BPD y el Área -300 con capacidad actual para procesar 5.650 BPD.
Su infraestructura contempla dos Plantas de Reformación Catalítica con capacidad de procesamiento de carga de 3.200 Barriles cada una, llegando a procesar un total de 6.400 BPD.
Esta refinería junto a la refinería Gualberto Villarroel permitirán ampliar los niveles de producción de gasolina especial y diésel.
Repsol ve a Bolivia como un país "magnífico" para invertir
El presidente de la empresa española Repsol, Antonio Brufau, consideró a Bolivia como un socio estratégico y un país "magnífico" para invertir, ya que tiene un potencial hidrocarburífero que permitirá incorporar nuevas reservas y volúmenes de gas a fin de garantizar el consumo interno y los compromisos de exportación con países de la región.
"Esto me gustaría destacarlo porque honestamente y con todo corazón se lo digo es un país magnifico para invertir (...). Hoy nuevamente estamos demostrando con hechos y buenos resultados la sociedad que hemos consolidado con YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) y a través de esta empresa con el Estado boliviano al cual consideramos, y espero que ustedes también nos consideren a nosotros, como nuestro socio estratégico", afirmó en el campo Margarita y en presencia del presidente Evo Morales.
Brufau ratificó el compromiso de su empresa de continuar trabajando en el desarrollo de Margarita-Huacaya con nuevas inversiones. "Ya lo hemos dicho en varias ocasiones, Repsol tiene un actividad consolidada en Bolivia y nuestra voluntad es permanecer por muchos años, queremos consolidarnos bolivianos. Señor Presidente le reitero nuestro interés por concretar nuevas oportunidades de negocios tanto en el área de desarrollo como de exploración en los diferentes tipos de hidrocarburos”, expresó.
El titular de la empresa española Repsol anunció que "en 2016 seguiremos desplegando nuestros esfuerzos para determinar si existen nuevas oportunidades de desarrollo hacia el sur y el norte del área Caipipendi, vamos a culminar la interpretación de los trabajos de sísmica, que realizamos entre 2013 y 2014 e iniciaremos una nueva sísmica en el sur del área”.
Según Brufau, Caipipendi en Tarija tiene un "gran potencial" para incorporar nuevas reservas y nuevos volúmenes de gas.
"Esto me gustaría destacarlo porque honestamente y con todo corazón se lo digo es un país magnifico para invertir (...). Hoy nuevamente estamos demostrando con hechos y buenos resultados la sociedad que hemos consolidado con YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) y a través de esta empresa con el Estado boliviano al cual consideramos, y espero que ustedes también nos consideren a nosotros, como nuestro socio estratégico", afirmó en el campo Margarita y en presencia del presidente Evo Morales.
Brufau ratificó el compromiso de su empresa de continuar trabajando en el desarrollo de Margarita-Huacaya con nuevas inversiones. "Ya lo hemos dicho en varias ocasiones, Repsol tiene un actividad consolidada en Bolivia y nuestra voluntad es permanecer por muchos años, queremos consolidarnos bolivianos. Señor Presidente le reitero nuestro interés por concretar nuevas oportunidades de negocios tanto en el área de desarrollo como de exploración en los diferentes tipos de hidrocarburos”, expresó.
El titular de la empresa española Repsol anunció que "en 2016 seguiremos desplegando nuestros esfuerzos para determinar si existen nuevas oportunidades de desarrollo hacia el sur y el norte del área Caipipendi, vamos a culminar la interpretación de los trabajos de sísmica, que realizamos entre 2013 y 2014 e iniciaremos una nueva sísmica en el sur del área”.
Según Brufau, Caipipendi en Tarija tiene un "gran potencial" para incorporar nuevas reservas y nuevos volúmenes de gas.
Trato con Argentina Prevén firma de contrato para la venta de energía
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, anunció ayer que el contrato para la exportación de 440 MW de energía eléctrica a Argentina será suscrito antes del 10 de diciembre de este año.
"Estimo que se debe firmar el contrato por 500 megavatios aproximadamente y será antes del 10 de diciembre”, precisó.
La firma del documento fue convenida el 20 de octubre entre la Empresa Nacional de Electricidad y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico de la Argentina.
Según Sánchez, el proyecto de exportación será concretado recién en unos 24 a 30 meses, estiman que el beneficio para el país será de alrededor de 100 millones de dólares por año.
Para la consolidación de la iniciativa, precisó el Ministro, hay que esperar la conclusión de la construcción de la línea de interconexión Yaguacua - Tarija - Tartagal con un crédito del Banco Central de Bolivia.
"Argentina al menos necesita 1.000 megavatios”, comentó.
La autoridad manifestó que Bolivia espera que el proyecto de exportación de grandes volúmenes de electricidad Argentina y otros países se concrete de manera plena antes del 2020.
El Ministerio de Hidrocarburos aplica un plan de energía, que establece la interconexión del sistema boliviano a fin de que se pueda distribuir al mercado interno y externo. Ahí están las líneas de transmisión que se trabaja con la Argentina.
"Estimo que se debe firmar el contrato por 500 megavatios aproximadamente y será antes del 10 de diciembre”, precisó.
La firma del documento fue convenida el 20 de octubre entre la Empresa Nacional de Electricidad y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico de la Argentina.
Según Sánchez, el proyecto de exportación será concretado recién en unos 24 a 30 meses, estiman que el beneficio para el país será de alrededor de 100 millones de dólares por año.
Para la consolidación de la iniciativa, precisó el Ministro, hay que esperar la conclusión de la construcción de la línea de interconexión Yaguacua - Tarija - Tartagal con un crédito del Banco Central de Bolivia.
"Argentina al menos necesita 1.000 megavatios”, comentó.
La autoridad manifestó que Bolivia espera que el proyecto de exportación de grandes volúmenes de electricidad Argentina y otros países se concrete de manera plena antes del 2020.
El Ministerio de Hidrocarburos aplica un plan de energía, que establece la interconexión del sistema boliviano a fin de que se pueda distribuir al mercado interno y externo. Ahí están las líneas de transmisión que se trabaja con la Argentina.
Tarija Gobernación apoya la ley de incentivos si vuelve inversión
La controversial Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, conocida también como la Ley de Incentivos, cuenta con el apoyo de la Gobernación Tarijeña.
Así lo expresó el secretario de Coordinación de la institución, Waldemar Peralta, quien aclaró que esto será efectivo sólo si se garantiza el reembolso total de los recursos para las instituciones que aporten en beneficio de la exploración.
“Hay que ser equilibrados, si no hay exploración no hay nuevos recursos y no podemos atrincherarnos en establecer que Tarija no sea parte de la exploración. Sin embargo, no podemos aventurarnos en dar nuestra platita sin tener una garantía de retorno de esos recursos”, expresó.
Por este motivo, el secretario de Coordinación dijo que se está enviando al presidente de la Cámara de Senadores, Alberto Gonzáles, una moción para que se incluya dentro de este proyecto de ley, específicamente del artículo 12, la posibilidad de que el Gobierno Central garantice la inversión de los gobiernos locales, municipales, universidades.
“Yo creo que como establecen las autoridades nacionales el retorno es 8-1 para las Gobernaciones y 4-1 para los municipios, está bien ojalá sea 15-1, 40-1, pero mínimamente que se garantice 1-1 si invertimos un dólar que se recupere un dólar” dijo Peralta.
Las declaraciones de la autoridad departamental se dan justo después de que la dirigencia cívica, así como integrantes de la propia bancada de Unidad Departamental Autonomista (UD-A) dentro de la Asamblea Legislativa Departamental de Tarija, expresaron de manera pública su rechazo a la propuesta gubernamental.
El presidente del Comité Cívico de Tarija, Julio Pizarro, rechazó el proyecto de Ley 319, argumentando que el mismo reduciría los ingresos de este departamento por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).
“Queremos expresar nuestro desacuerdo como Comité Cívico ante esta ley de incentivo a las empresas petroleras, porque viene a recortar y confiscar los escasos recursos que aún tenemos”, dijo en una conferencia de prensa.
Los asambleístas de UD-A, Mauricio Lea Plaza y María Lourdes Vaca, se pronunciaron en el mismo tenor, alertando que la medida implicaría un recorte mayor al ya reducido presupuesto departamental.
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