jueves, 30 de junio de 2016

Video YPFB explica a Argentina las causas del recorte de envío de gas

Gobierno anuncia que regularizará envío de gas a Argentina



El presidente Evo Morales anunció la mañana de este jueves la regularización de los envíos de gas a la vecina Argentina y explicó que un proceso de mantenimiento técnico de las plantas procesadoras del energético provocó la reducción de los volúmenes comprometidos.

“En algunos campos, en algunos pozos hemos tenido mantenimiento, eso nos hizo bajar este envío de gas a Argentina, (…) tengo información de que ayer (miércoles) se acabó el mantenimiento; entonces vamos a empezar a mejorar, enviar gas a Argentina”, anunció el mandatario en una conferencia de prensa dictada desde la Residencia Presidencial, donde guarda reposo por una intervención quirúrgica en la rodilla izquierda.

En la víspera, el Gobierno argentino ordenó a las industrias de ese país reducir al máximo su consumo con el objetivo de preservar el abastecimiento a los hogares, hospitales y escuelas, reportó EFE.

La medida se adoptó, según un comunicado oficial, “ante la reducción de la entrega de gas a Argentina de entre 8 y 11 millones de metros cúbicos de gas diarios (mmcd) por parte de Bolivia".

El compromiso contractual entre ambos países establece que La Paz debe enviar a Buenos Aires entre 19,9 y 23 mmcd, no obstante en junio, mes en el que el consumo del energético se incrementa por las bajas temperaturas del invierno, se redujo hasta un promedio de 11 mmcd.

Ante esta situación, en la víspera y hasta altas horas de la noche, Morales sostuvo reuniones con el gabinete económico liderado por el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez y personeros de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para evaluar la situación. “Pregunté qué está pasando, sabía, estaba informado”, apuntó Morales.

La cita además sirvió para que el Presidente y las carteras del estado relacionadas con la temática perfilen nuevas inversiones en el sector hidrocarburífero para evitar este tipo de contingencias a través del incremento de las reservas de gas que tiene el país, una de las prioridades de la administración del presidente Morales ante el déficit energético de la región.

"Trabajamos a ver cómo acelerar temas de inversión, exploración, explotación e instalación e algunas plantas separadoras (de gas)… donde y con qué empresa acelerar esta instalación”, desveló el mandatario.

Argentina junto con Brasil son los principales mercados de venta de gas del país. (30-06-2016)

YPFB busca sitios para vender gas en Paraguay



Concepción, San Pedro, Villa Hayes y Limpio son las ciudades que están, inicialmente, en el interés de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para establecer bases para vender y distribuir gas natural en Paraguay, informó ayer al sitio paraguayo ABC Color el titular de la estatl Petropar, Eddie Jara.

Dijo que técnicos de YPFB están en Paraguay país desde la semana pasada para profundizar el análisis de estos sitios.

Una comitiva técnica de YPFB evalúa las posibilidades de establecer las bases para un negocio de distribución de gas natural y están interesados principalmente en localidades ribereñas al río Paraguay, explicó Jara, quien según ABC Color “no quiso profundizar en el tema y esquivó las preguntas sobre los costos del posible emprendimiento, alegando que es un proyecto de inversión de YPFB y no de Petropar

A inicios de mes, Jara dijo que es un proyecto independiente al proyecto de Petropar de adquirir gas licuado de petróleo (GLP) de YPFB, cuya aprobación está pendiente en el Congreso paraguayo.

ABC Color reportó que el 9 y 10 de junio, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, visitó “de incógnito” ese país y subió el precio del GLP que vende a distribuidores privados.

Argentina pedirá explicación a Bolivia por recorte de gas

La República Argentina a través de su embajador, Normando Álvarez, pedirá explicaciones al ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, Luis Sánchez, por el recorte sustancial que sufrieron los envíos de gas al vecino país.

La disminución en sólo un mes de 20,7 millones de metros cúbicos al día (Mmcd) a 10,8 Mmcd ha generado repercusiones negativas en la economía del vecino país.

En un contacto telefónico con ANF, el embajador argentino dijo que preocupa bastante la reducción de envíos de gas, por lo que fue delegado por su Gobierno para entablar conversaciones con las más altas autoridades de Bolivia a fin de que se solucione el problema actual lo más antes posible.

Consultado si se consideró un posible reclamo a Bolivia respondió que sí, pero que en este caso, "más que reclamo, será un pedido para que se estabilice el envío de gas a Argentina”.

"Argentina cumple con Bolivia, no debe un peso (por la compra de gas). Fue importante el pago de la deuda con el nuevo Gobierno y esperemos que se normalice para seguir trabajando de manera conjunta (…). Por eso buscaré reunirme con el ministro Luis Sánchez para que nos expliquen la situación y se solucione este tema lo más antes posible”, dijo a este medio.

El contrato de compraventa de gas a Argentina establece un mínimo de 19,9 Mmcd y un máximo de 23 Mmcd. Sin embargo de acuerdo al parte operativo de envíos de gas de YPFB al que accedió ANF se detalló que el 1 de junio se envió 20,7 Mmcd de gas, el 7 del mismo mes se registró un bajón a 13,7 Mmcd, el 14 se subió levemente a 17,3 Mmcd, mientras que el 29 se registró el mínimo de 10,8 Mmcd.

Hidrocarburos Aprueba adenda con empresas que inviertan más

El pasado martes se aprobó la complementación a la Disposición Final Única de la Ley Nº 767 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, que propone se exceptúe del plazo de los 5 años estipulados en la misma, a las empresas que se comprometan invertir un monto igual o superior a $us 350 millones en actividades de Exploración o $us 500 millones en actividades de Exploración y Desarrollo en los próximos 5 años.

"Esta adenda podrá ser suscrita siempre y cuando los contratos se encuentren en etapa de Explotación y Producción Regular y que cuenten dentro de su área de contrato con potencial para llevar a cabo operaciones exploratorias y que no estén contempladas en los planes de YPFB”.

Argentina restringe consumo de gas ante menor envío de Bolivia

Argentina pidió ayer a las industrias restringir al máximo el consumo de gas natural debido a los menores volúmenes disponibles de ese combustible por la disminución de las importaciones desde Bolivia, informaron fuentes oficiales.

La solicitud a las industrias fue realizada por el comité de emergencia convocado por el Ente Nacional Regulador del Gas, del que participan empresas distribuidoras, productores, transportistas y grandes consumidores de gas.

El Ministerio de Energía dijo en un comunicado que se pidió "a las industrias realizar el máximo esfuerzo de reducción de sus consumos, con el objetivo de preservar el abastecimiento a los hogares, hospitales y escuelas".

La decisión, según el comunicado, se adoptó "ante la reducción de la entrega de gas a Argentina de entre 8 y 11 millones de metros cúbicos de gas diarios por parte de Bolivia".

Además de pedir a las industrias que acoten el consumo, las autoridades argentinas resolvieron restringir el suministro de gas natural comprimido a las gasolineras "hasta tanto se reponga la provisión normal de entrega de gas boliviano".

Según el Ministerio de Energía argentino, la merma en la recepción de gas responde a problemas en un yacimiento de Bolivia, "a la necesidad de priorizar el abastecimiento" a Brasil y "al propio mercado interno de Bolivia, ajustando las entregas a Argentina".

Las autoridades argentinas reiteraron asimismo el pedido a los usuarios residenciales para que hagan "un uso responsable del gas natural, considerando estos motivos de fuerza mayor".

MERCADO INTERNO El Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, afirmó anteriormente que el Estado boliviano tiene como prioridad garantizar el abastecimiento del mercado interno boliviano y después los requerimientos de exportación, sin embargo aseguró que el país está cumpliendo con los contratos con Brasil y Argentina.

En mayo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) aseguró la provisión de gas natural para el consumo interno y los mercados de Brasil y Argentina debido a que se tiene la capacidad de producir hasta 61 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).

“Estamos en un orden de 56 MMmcd en lo que se refiere a Argentina, Brasil y nuestro mercado interno, pero no es la capacidad de producción que tenemos. Podríamos llegar hasta 60 MMmcd (o) 61 MMmcd que haría que podamos cumplir los dos mercados y el nuestro”, dijo entonces el presidente de YPFB, Guillermo Achá.

Campesinos agobiados, les reducirán cupos de diesel



El movimiento campesino de Tarija, y de otros departamentos, se ha declarado en estado de emergencia, ante la confirmación de que hoy jueves 30 de junio fenece el Decreto Supremo 393, que permitía a los pequeños productores cargar hasta 600 litros de diésel.

A partir de mañana viernes 1 de julio los que no tengan la tarjeta magnética solo podrán cargar hasta 120 litros.
Esta situación ya movilizó a los dirigentes del sector agrícola en todo el país, quienes aseguran que la suspensión del decreto perjudicará enormemente al sector productivo de las regiones, debido a que no podrán comprar grandes cantidades de combustible, como en pasados meses, para la maquinaria agrícola que utilizan en sus cultivos.
En ese marco, el secretario de Hacienda de la Federación Sindical Única de Comunidades Campesinas de Tarija (Fsucct), Isaías Condori, manifestó que ya hicieron la representación ante el Gobierno Nacional y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), para que se pueda reconsiderar la ampliación del plazo, hasta que se pueda regularizar la adquisición de la tarjeta magnética.
El dirigente manifestó que en muchos departamentos los productores grandes y medianos en su mayoría cuentan con la tarjeta para la adquisición de combustibles en las estaciones de servicio, mientras que en el caso específico de Tarija, la mayoría de los productores campesinos compran el carburante con fotocopia de carnet de identidad.
Sobre el tema, el director de la ANH en Tarija, Joel Callaú, manifestó que la normativa ya feneció en diciembre del 2015 y a pedido de los productores se amplió por 6 meses, para que los mismos puedan adquirir su tarjeta magnética. Sin embargo, hasta la fecha ningún productor en la región tramitó ese documento.
Asimismo informó que por disposiciones nacionales, desde mañana viernes 1 de julio entrará en vigencia el Decreto Supremo 2243, que autoriza al productor comprar un volumen de hasta 5.000 litros de diesel al mes pero con tarjeta magnética y los que no tengan ese documento se limitarán a 120 litros.

Requisitos
La Dirección de Sustancias Controladas recordó a los productores que los requisitos para obtener la tarjeta magnética son: fotocopias de documentos de propiedades, certificado de la asociación a la que pertenece el productor y documentación que respalde la tenencia de maquinaria agrícola.
Personeros de esa Dirección adelantaron que ya cuentan con personal capacitado para el registro de productores en todas las regiones del país, además trasladarán brigadas móviles para que recorran las provincias y municipios, y así puedan ayudar a los productores a obtener la tarjeta.
Cabe señalar que la tarjeta magnética tiene un código que es escaneado por un sistema en los surtidores, documento que debita los litros consumidos y registra el saldo que queda para el mes para cada productor.
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miércoles, 29 de junio de 2016

El petróleo de Texas sube un 4,24% y cierra en 49,88 dólares el barril



El petróleo intermedio de Texas (WTI) subió hoy un 4,24% y cerró en 49,88 dólares el barril, en una nueva jornada de recuperación en los mercados mundiales tras la incertidumbre por la victoria del "brexit" en el Reino Unido.

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del petróleo WTI para entrega en agosto subieron 2,03 dólares con respecto a la última jornada.

El llamado "oro negro" consiguió así su segunda jornada de recuperación tras el terreno perdido en las anteriores sesiones debido a la incertidumbre en los mercados mundiales por la victoria del "brexit" en el referéndum británico.

Detrás de la subida está el dato a conocer hoy sobre las reservas de petróleo de Estados Unidos que bajaron la semana pasada en 4,1 millones de barriles, hasta los 526,6 millones, pero siguen en máximos históricos en ocho décadas, informó hoy el Gobierno.

El descenso fue levemente superior al esperado por los analistas, que habían proyectado una caída en las reservas de 3,9 millones de barriles.

En las últimas cuatro semanas, las importaciones de crudo promediaron 7,830 millones de barriles al día, un 12% por encima de la media del mismo período del año pasado.

Según el informe semanal del Departamento de Energía, las reservas de gasolina subieron en 1,4 millones de barriles la semana pasada, hasta los 239 millones.

Por otro lado, el petróleo de referencia en el país subió este martes al igual que el crudo Brent, de referencia en Europa y otros mercados, que terminó la jornada en Londres con un ascenso del 3,62% hasta los 50,30 dólares el barril.

Asimismo, los contratos de gasolina con vencimiento en julio, que todavía se toman como referencia, subieron ligeramente hasta los 1,52 dólares el galón, y los de gasóleo de calefacción para entrega en ese mismo mes subieron casi 7 centavos hasta 1,53 dólares el galón.

Finalmente, los contratos de gas natural para entrega en agosto cayeron durante la jornada 3 centavos y cerraron en 2,86 dólares por cada mil pies cúbicos.

(29-06-2016)

Declinación de megacampos se acentuará en 2022, dice informe

La declinación de los tres megacampos de gas natural de Bolivia, localizados en el Chaco, se acentuará entre 2022 y 2024, señala un análisis de la Confederación Nacional de la Industria (CNI) de Brasil y de la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores de Energía (Abrace).

"La explotación de los yacimientos de gas natural en Bolivia seguirá un formato de curva de campana, es decir, crecerá a un pico de la producción que puede permanecer relativamente estable durante unos cuatro a cinco años y luego se reducirá a la misma tasa de aumento”, señala el documento que fue elaborado por las industrias brasileñas.

El estudio, publicado en la revista brasileña Valor Económico, aclara que la falta de información y estimaciones públicas de la curva de producción de gas natural en Bolivia obligó a hacer algunas proyecciones sobre el futuro de la producción de las principales zonas productoras de Bolivia.

En general, apunta que la declinación natural anual de San Alberto, Sábalo (San Antonio), Margarita-Huacaya y otros pequeños campos, en el próximo quinquenio, estará en el orden del 5%, en promedio. Luego de ese periodo tendrá una acelerada disminución a un ritmo del 10% al año.
El descenso de los megas

De acuerdo con el análisis, la curva de producción para el campo gasífero Sábalo señala que entre 2013 y 2014 se mantuvo sin cambios; en ese contexto, se estima que el campo está en su meseta de producción y se espera que se mantenga en 18 millones de metros cúbicos día (MMmcd) durante 2017 (ver gráfica).
A partir de 2018, se notará una disminución en la producción en el orden del 5% por año hasta 2023, cuando su ritmo de descenso llegará a un 10% anual.

En el caso de San Alberto, afirma que a partir de 2012 ya hubo una reducción del 5% y que luego la tasa de disminución aumentó a 16%. Por lo tanto, se estima que el campo está en su fase de producción decreciente y a partir de 2020 se prevé que se reporte un acelerado descenso del 10% al año.

En el análisis también se incluyó al campo Incahuasi, que se espera ingrese en producción en agosto, y menciona que hasta 2019 producirá 6,5 MMmcd y después subirá a 13 MMmcd. Pero desde 2025 bajará a un 10% anual.

El campo Margarita-Huacaya muestra una alta expansión de su producción en los últimos dos años. Se calcula que continuará subiendo en 2017, hasta estabilizarse en 19 MMmcd y desde 2021 el rendimiento del campo entrará en fase de declive.

Para 2022, el campo reportará un descenso del 5% al año y desde 2023 acelerará su ritmo de declinación anual en 10%.

La pasada semana el geólogo Gustavo Navarro advirtió que la aceleración productiva del campo Margarita-Huacaya a 18,54 MMmcd, con ocho pozos productores, es contraproducente porque al cubrir la demanda del mercado interno y de exportación se incrementa la producción de agua.

Página Siete envió a YPFB un cuestionario sobre las estimaciones del informe brasileño, pero no obtuvo respuesta.

El documento anticipa que el suministro de Bolivia a Brasil puede disminuir sustancialmente entre 2022 y 2024, debido a que las reservas probadas no son suficientes para mantener los volúmenes actuales del contrato por un nuevo periodo de 20 años.



En ese contexto, la CNI y Abrace alertan que Bolivia requiere de inversiones privadas para tareas de exploración, actividad que está paralizada en el país.



La situación actual

San Alberto En el pozo San Alberto -SAL-19, que recientemente fue perforado y terminado en objetivos profundos, se observó que los parámetros reflejan el agotamiento del campo y el empuje del acuífero, lo cual da muy poca recuperación de gas, según la Gobernación de Tarija.
Situación El campo Sábalo también refleja una caída acelerada de la presión del yacimiento; los datos arrojados por la operadora indican que fluctúa al límite de 3.525 psi a diciembre de 2015. En el campo Sábalo se determinó una caída de presión de reservorio de dos psi/día, lo cual revela una declinación natural de este reservorio de gas.

Refinerías de YPFB obtienen $us 408 millones en utilidades e incrementan producción en 64%

A nueve años de la nacionalización de las refinerías de propiedad del Estado, la administración estatal de estas alcanzó $us 408 millones de utilidades e incrementó la producción en las refinerías Guillermo Elder Bell de Santa Cruz y Gualberto Villarroel de Cochabamba.

"Las utilidades obtenidas por parte de YPFB Refinación, que forma parte de YPFB Corporación, fue resultado del crecimiento de la capacidad de procesamiento de las dos refinerías nacionalizadas. Se lograron cifras históricas, al cierre de la gestión fiscal (abril de 2015 a marzo de 2016) se obtuvo una utilidad de $us 70 millones y desde su recuperación en junio de 2007 a la fecha (a marzo de 2016) se ha alcanzado un total de $us 408 millones en utilidades", informó el presidente de YPFB, Guillermo Achá.

El máximo ejecutivo de la estatal petrolera señaló que en siete años de privatización de las refinerías, el país no solo dejó de percibir más de $us 144 millones de utilidades, sino también perdió la oportunidad de desarrollar proyectos para ampliar la capacidad de refinación, lo que hubiera permitido procesar en ese periodo todo el petróleo crudo de Bolivia y así evitar la importación de carburantes.

El 28 de junio se cumplen nueve años desde la inscripción en el Registro de Comercio del nuevo accionista mayoritario de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell.

La capacidad de procesamiento de ambas refinerías se incrementó de 39.503 barriles por día (BPD) cuando estas fueron recuperadas (Junio 2007) a una capacidad actual de 64.800 BPD, lo que representa un crecimiento aproximado del 64%.

Las inversiones realizadas para este propósito y también para garantizar la continuidad y confiabilidad operativa de las refinerías, alcanzan un monto total de $us 564,59 millones de dólares en los nueve años de administración de YPFB.

martes, 28 de junio de 2016

Según YPFB, refinerías registran utilidades y adición de producción



A nueve años de la nacionalización de las refinerías Guillermo Elder Bell (Santa Cruz) y Gualberto Villarroel (Cochabamba), la administración de la estatal de YPFB Refinación, que forma parte de YPFB Corporación, reporta utilidades por valor de $us 408 millones e incremento de la producción en ambos complejos refineros.

“Las utilidades obtenidas es el resultado del crecimiento de la capacidad de procesamiento de las dos refinerías. Se lograron cifras históricas, al cierre de la gestión fiscal (de abril 2015 a marzo de 2016) se obtuvo una utilidad de $us 70 millones y desde su recuperación en junio de 2007, a marzo de 2016, se alcanzaronó $us 408 millones en utilidades”, informó el presidente ejecutivo de YPFB, Guillermo Achá.

“La nacionalización de los hidrocarburos y recuperación de la propiedad de las refinerías representa un beneficio para el desarrollo de la población, pues ahora los recursos generados por YPFB se traducen en educación, salud, infraestructura, y proyectos productivos; y dejan un efecto multiplicador en la economía del país. En la etapa privada las refinerías pagaron impuestos por $us 1.504 millones y en la gestión de YPFB, por el mismo concepto, $us 3.149 millones”, dijo Achá.

Incremento de producción

La capacidad de procesamiento de ambas refinerías se incrementó de 39.503 a 64.800 barriles por día (BPD) de crudo de junio 2007 a la fecha, representa un crecimiento aproximado del 64%. Las inversiones realizadas para este propósito y para garantizar la continuidad y confiabilidad operativa de las refinerías, alcanzan $us 564,59 millones en los nueve años de administración de YPFB.

Industrias brasileñas piden un estudio de las reservas de gas

La Confederación Nacional de la Industria (CNI) de Brasil y la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores de Energía (ABRACE) sugirieron al Ministerio de Minas y Energía (MME) que realice un estudio sobre las condiciones reales de las reservas de gas natural de Bolivia y las inversiones requeridas para garantizar la oferta de gas a Brasil en el largo plazo, con miras a una nueva negociación de contrato.

La industria brasileña realizó un análisis titulado Las propuestas para el desarrollo del sector de gas natural en Brasil y atracción de nuevas inversiones, que fue publicado por la revista Valor Económico, en el que considera que la oferta boliviana de gas a Brasil después de 2022 dependerá del esfuerzo exploratorio que se haga en Bolivia, porque las reservas actuales no son suficientes para mantener los volúmenes contratados por otros 20 años.

"El MME debe contratar un estudio independiente con el objetivo de comprender las condiciones reales de las reservas de Bolivia y las inversiones necesarias para garantizar el suministro a Brasil en el largo plazo”, se sugiere en el documento.

En la parte principal se precisa que el suministro de Bolivia puede disminuir "sustancialmente” entre 2022 y 2024 y que se requiere atraer inversores privadas para realizar tareas de exploración y producción, que hasta ahora no fueron aseguradas.

"En Brasil también deben ser conscientes de las posibilidades y condiciones para la renovación del contrato de importación de gas de Bolivia, que expira en 2019”, enfatiza.
De acuerdo con los cálculos de la CNI y ABRACE, gran parte de la producción actual y futura de Bolivia se concentra en cinco campos principales.

Con la inversión actual se espera que la producción de estos campos alcance su punto máximo en 2016 y 2017 y se mantenga estable hasta 2021; a partir de ese año, según los brasileños, comenzarán a disminuir los volúmenes.

La producción llegará a su máximo de 75 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en 2017 y caerá a 44 MMmcd en 2026.

El análisis

El hecho de que Bolivia no tenga reservas certificadas -la última se hizo en diciembre de 2013-, una producción en declinación y las actividades de exploración paralizadas da paso a que Brasil tenga la "sartén por el mango”, evalúo el experto en hidrocarburos Bernardo Prado.

"Con este panorama, el riesgo no es que no haya un nuevo contrato, sino las condiciones contractuales en las que querrá negociar Brasil. Ellos, al saber que nuestras reservas son insuficientes pueden pedir un contrato interrumpible o incluir otro tipo de reglas y las consecuencias para Bolivia, desde todo punto de vista, serán económicas”, advirtió.

Según Prado, a Brasil le conviene que Bolivia envíe el combustible porque ya tiene el gasoducto.

No obstante, dijo que un contrato sólido y beneficioso para Bolivia se puede dar si se tiene la certificación de sus reservas, inversiones en exploración y una producción en constante incremento, lo cual revelaría que es un proveedor seguro.

Punto de vista

Hugo del granado Experto en hidrocarburos

En 2024 se puede interrumpir el envío

El estudio recomienda la reforma del sistema regulatorio para desverticalizar la cadena productiva en Brasil y facilitar el acceso a nuevos actores tanto en exploración como en producción, transporte, distribución y comercialización de gas natural, con el fin de ampliar y diversificar la oferta interna a empresas distintas de Petrobras.

Bajo las condiciones actuales, considera que la dependencia de Brasil del gas importado, tiende a incrementarse en el futuro; en 2015, la importación de gas fue de 50 millones de metros cúbicos día (MMmcd), de los cuales 31 MMmcd fueron bolivianos y 19 MMmd de gas natural licuado (LNG, en inglés).
Como el LNG es más caro que el gas y persistirá la dependencia de los envíos bolivianos, el análisis de la Confederación Nacional de Industrias y la Asociación Brasileña de Grandes consumidores de Energía de Brasil considera posibles escenarios de la relación producción - demanda futura de gas para determinar su impacto en Brasil.

En un escenario de demanda interna restringida, la oferta boliviana sólo llegaría a 17 MMmcd en 2021, a 10 MMmcd en 2022 y a 3 MMmcd en 2023.

La exportación se puede interrumpir a partir de 2024 y desde el 2025 tampoco se podría cumplir el contrato con Argentina e incluso los proyectos de industrialización en curso se pueden ver amenazados por la falta de gas.
Para equilibrar el balance producción-demanda, en el escenario restringido, tendría que haber una producción creciente adicional de 17 MMmcd entre 2016 y 2026; esto significa que la producción promedio actual debería ser de 77 MMmcd y no de 60 MMmcd, que es lo que se produce hoy.


Se incrementa engarrafado de GLP durante el invierno

La época de invierno es la temporada más alta de consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP), es por ello que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos ha incrementado el engarrafado diario para poder abastecer a toda la población, en el caso de Santa Cruz esta actividad se incrementó de 45 mil garrafas diarias a 55 mil siendo este año el récord, ya que en la gestión anterior el engarrafado diario llegó solamente a 48 mil. "Evidentemente la demanda de GLP en la época invernal en nuestro departamento aumenta, es por ello que las distribuidoras siempre están al tanto de las necesidades de la población y coordinando con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para abastecer correctamente a la ciudad como las provincias", manifestó Néstor Zamora, ejecutivo de distribución de GLP de Santa Cruz.

Doblan esfuerzos para llegar a los barrios. Zamora indicó que en Santa Cruz hay nueve distribuidoras, las mismas que están redoblando sus esfuerzos para que el GLP llegue a todos los barrios, incluso trabajando hasta los días feriados. Manifestó que son 100 camiones los que están haciendo la distribución, además que hay a disposición una línea gratuita de la AHN, para que el usuario que necesite y por algún motivo no pudo conseguir una garrafa de GLP, se comunique al 800106006 y preguntar cuál es la distribuidora de su zona.

El incremento se mantendrá hasta agosto. Por su parte el presidente ejecutivo de YPFB, Guillermo Achá, dijo que el incremento de los volúmenes de GLP se extenderán hasta agosto, inclusive según la necesidad puede mantenerse este volumen en septiembre del presente año. "YPFB ha tomado todas las previsiones necesarias a fin de garantizar el abastecimiento de GLP durante la época de invierno en todo el territorio nacional", dijo Achá, indicando que a nivel nacional el incremento es de 130.000 a 158.000 garrafas promedio por día.

Refinerías de YPFB obtienen $us 408 millones en utilidades e incrementan producción en 64%

A nueve años de la nacionalización de las refinerías de propiedad del Estado, la administración estatal de estas alcanzó $us 408 millones de utilidades e incrementó la producción en las refinerías Guillermo Elder Bell de Santa Cruz y Gualberto Villarroel de Cochabamba.

"Las utilidades obtenidas por parte de YPFB Refinación, que forma parte de YPFB Corporación, fue resultado del crecimiento de la capacidad de procesamiento de las dos refinerías nacionalizadas. Se lograron cifras históricas, al cierre de la gestión fiscal (abril de 2015 a marzo de 2016) se obtuvo una utilidad de $us 70 millones y desde su recuperación en junio de 2007 a la fecha (a marzo de 2016) se ha alcanzado un total de $us 408 millones en utilidades", informó el presidente de YPFB, Guillermo Achá.

El máximo ejecutivo de la estatal petrolera señaló que en siete años de privatización de las refinerías, el país no solo dejó de percibir más de $us 144 millones de utilidades, sino también perdió la oportunidad de desarrollar proyectos para ampliar la capacidad de refinación, lo que hubiera permitido procesar en ese periodo todo el petróleo crudo de Bolivia y así evitar la importación de carburantes.

El 28 de junio se cumplen nueve años desde la inscripción en el Registro de Comercio del nuevo accionista mayoritario de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell.

La capacidad de procesamiento de ambas refinerías se incrementó de 39.503 barriles por día (BPD) cuando estas fueron recuperadas (Junio 2007) a una capacidad actual de 64.800 BPD, lo que representa un crecimiento aproximado del 64%.

Las inversiones realizadas para este propósito y también para garantizar la continuidad y confiabilidad operativa de las refinerías, alcanzan un monto total de $us 564,59 millones de dólares en los nueve años de administración de YPFB.

Alerta en Tarija por menor producción de gas natural



La secretaria de Hidrocarburos de la Gobernación hizo conocer la semana pasada, que la producción de gas del campo San Alberto, declinó hasta 6,45 millones de metros cúbicos por día (MMm3cd), debido a la sobre explotación en la producción, situación que puso en alerta a las autoridades departamentales.

El secretario de Hidrocarburos, Cristian Echar, explicó que los datos fueron confirmados por el Ministerio de Hidrocarburos y se estima que la producción de gas en general en el departamento cayó 6 por ciento. “En promedio la producción del campo San Alberto en la gestión 2014 fue de 44 MMm3cd, el 2015 bajó a 40 MMm3cd y en lo que va del año (2016), se registró, 37 MMm3cd”, detalló Echar. Advirtió que “ya se siente la declinación en la producción de los campos gasíferos del departamento.

YPFB

Una presentación de YPFB sobre las proyecciones de producción de gas, dió cuenta la declinación de varios campos. Según se desprende del documento que fue explicado al personal de la entidad estatal. La petrolera estimó una menor producción de los campos hidrocarburíferos hasta 2020. Hugo del Granado en un informe publicado este fin de semana por el matutino Opinión de Cochabamba, dijo que hasta el presente no hay resultados sobre la exploración de nuevos yacimientos de gas en el país.

FUNDACIÓN JUBILEO

En la publicación titulada, “A 10 años de la nacionalización de los hidrocarburos,

entre aciertos y contradicciones”, de mayo pasado, la Fundación Jubileo sostuvo que uno de los resultados posteriores a la nacionalización de los hidrocarburos, fue un incremento en la producción de gas natural; sin embargo, esto se debe a mayores inversiones en la actividad de explotación, básicamente desarrollo de los campos que ya se encontraban en explotación, y no así en exploración. Un gráfico de la publicación de Jubileo, muestra el comportamiento de la inversión sectorial en los últimos siete años, e incluye la inversión tanto de las empresas petroleras que operan bajo los contratos de operación, como aquellos realizados por YPFB Corporación.

PRODUCCIÓN TOTAL

Echar, indico que la producción total de gas en el departamento alcanza a 44,79 millones metros cúbicos día, con lo que Tarija tiene una participación del 78,8 por ciento del total de la producción de gas en el país, la misma que se adquiere del campo Margarita en 18,77 MMm3c/d, el campo Sábalo que produce 18,08 millones, el campo Itau con un volumen acumulado de 1,49 MMm3c/d y el campo San Alberto.

EXPLORACIÓN

Tras conocer el reporte, el secretario de Coordinación de la Gobernación, Waldemar Peralta, calificó el tema de “muy grave” y sugirió realizar un análisis departamental sobre la baja producción y encarar políticas para nuevas exploraciones.

ALERTA

“Esta baja en la producción pone en alerta a Tarija porque evidentemente no hay nuevas exploraciones en el departamento y se debe pedir a Yacimientos que explique sobre las nuevas políticas en tema de hidrocarburos para Tarija”, manifestó.

INVERSIONES

En cuanto a las inversiones de las operadoras privadas en Bolivia, la petrolera francesa Total, anunció invertir 800 millones de dólares en Bolivia, entre 2016 y 2018, y el inicio de la producción conjunta de la empresa rusa Gazprom y la argentina Tecpetrol, en el campo de Incahuasi, en julio de 2016.

REPSOL

Asimismo, la firma española Repsol anunció que invertiría 1.500 millones de dólares tras concretar el aumento de producción del campo Margarita.

BRITISH GAS

La británica British Gas Group (BG Group) anunció la inversión de 300 millones de dólares para la exploración geológica de varias zonas del país hasta 2019, en tanto la petrolera rusa Gazprom y la brasileña Petrobras, también anunciaron importantes inversiones por más de 2.000 millones de dólares para la exploración en los próximos años, de acuerdo a un reporte de ANF.

La inversión estatal para el quinquenio 2016 – 2020 fue proyectada en $us12.680 millones. De cumplirse el programa, aumentaría la producción de los actuales 60 a 68 millones de metros cúbicos al día (MMmcd), dijo mun reporte de la estatal petrolera.

MÁS ESTADO, MENOS INVERSIÓN

- El resultado de diez años de medidas estatizadoras es un sector altamente concentrado en manos del Estado, con una empresa (YPFB) absolutamente dominante en las operaciones y los proyectos y en las decisiones relativas a inversiones y a toda la política sectorial.

- En contrapartida, las compañías privadas se han visto relegadas y sus inversiones ahuyentadas. Todo lo cual ha derivado en que el Estado deba asumir todos los riesgos de la industria, especialmente en exploración. Los datos de inversión marcan esta trayectoria.

- Entre los años 2011 y 2015, en promedio, YPFB ha participado con el 64 por ciento de las inversiones en exploración, mientras que el aporte de la inversión privada se ha reducido a tan solo el 36 por ciento; un retroceso que incluso llegó a cifras mínimas (en 2012), no obstante el notable incremento de los precios internacionales.

- Así y todo, el esfuerzo estatal por suplir las inversiones privadas sería insuficiente para evitar la tendencia declinante de las reservas de gas y líquidos y la falta de descubrimientos de nuevos campos y yacimientos.

Fuente: Fundación Milenio, “10 años de nacionalización”, junio 2016

lunes, 27 de junio de 2016

El petróleo de Texas baja 2,75% y cierra en 46,33 dólares el barril



El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó este lunes un 2,75% y cerró en 46,33 dólares el barril, un retroceso ligado a un nuevo impulso del dólar y la incertidumbre todavía reinante en los mercados por el "brexit".

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del petróleo WTI para entrega en agosto bajaron 1,31 dólares respecto a la última jornada.

El precio del petróleo inicia una nueva semana a la baja, después de que en la anterior el crudo de Texas, de referencia en Estados Unidos, reaccionara con retrocesos ante el referéndum en Reino Unido en el que ganó la opción de salir del bloque europeo.

Tanto Goldman Sachs como diversos analistas han emitido informes restando importancia al impacto del "brexit" en el mercado del crudo dado que la demanda de Reino Unido no es trascendente a nivel global.

Por su parte, los contratos de gasolina con vencimiento en julio, que aún se toman como referencia, bajaron hasta los 1,47 dólares el galón, mientras que los de gasóleo de calefacción para entrega en ese mismo mes cedieron 4 centavos, hasta 1,42 dólares el galón.

Finalmente, los contratos de gas natural para entrega en julio subieron hasta los 2,71 dólares por cada mil pies cúbicos.

Declina San Alberto, campo que puso a Bolivia en mapa petrolero

El megacampo San Alberto, ubicado en Tarija, es considerado como el yacimiento que volvió a poner a Bolivia en el mapa de la industria petrolera en la década de los años 90. Ahora, su producción declina.

San Alberto fue el escenario del anuncio de la Nacionalización del Gobierno, en 2006. Su aporte en la producción del país significó el 31% pero en la actualidad sólo es del 13%; es decir que produce seis millones de metros cúbicos día (MMmcd).

Expertos en hidrocarburos coincidieron en calcular que la producción del megacampo San Alberto durará máximo seis años y que sufrirá un descenso gradual hasta 2022.

El investigador Raúl Velásquez, de la Fundación Jubileo, señaló que hace 10 años, en 2006, la producción en promedio era de 12 MMmcd de gas natural, volumen que representaba el 30% del total producido en Bolivia.

"Hoy no llega ni a la mitad, hecho que refleja la sobreexplotación a la que fue sometido. El panorama hacia delante es delicado si no se adoptan medidas urgentes. Resulta claro que los contratos de operación no incentivan la exploración como tampoco lo hace la Ley 767 de Incentivos. Hoy nos encontramos ante el hecho inédito de no poder cumplir con las máximas cantidades que pueden demandar nuestros principales mercados de exportación”, evaluó.

Ante el panorama, indicó que en el país no sólo se sobreexplotaron los megacampos sino que, en estos 10 años, YPFB no tuvo la capacidad de descubrir un campo importante a diferencia de la estatal antigua que sí logró explorar Sábalo y San Alberto.

Expuso que Bolivia está a puertas de renegociar el contrato con Brasil en un contexto muy distinto de la época de la década de los años 90. "Hoy ya no somos el único proveedor de gas en la región, está el mercado del LNG y otros precios de referencia, además del petróleo, y para rematar vamos sumamente atrasados en exploración”, precisó.

En criterio de Velásquez, es urgente elaborar una nueva ley de hidrocarburos, gestionar nuevos mercados, invertir en el sistema de transporte hacia el occidente, institucionalizar YPFB y debatir el régimen fiscal, el uso y destino de la renta petrolera.

La importancia

Para los expertos del sector Gustavo Navarro y Francesco Zaratti, no hay un nuevo megacampo que pueda reemplazar a la producción de San Alberto.

"San Alberto fue el comienzo del renacer en la industria petrolera de Bolivia, dio paso al ingreso de nuevas transnacionales como Petrobras, que a partir del año 1999 hasta hoy y pese a las modificaciones de la normativa vigente -migración a nuevos contratos, duro régimen impositivo- continúa apostando por el país ”, evaluó Navarro.

A base de datos técnicos sobre la relación reservas/factor de recuperación, vinculados a la acelerada intrusión de agua de formación, manifestó que se calcula una vida de explotación de cinco años para el megacampo.

Dijo que nuevos prospectos hay varios; pero megacampos, pocos y entre ellos Huacareta, que está bajo contrato con BG Bolivia - Shell y que está en una primera fase de adquisición sísmica. Se prevé la posible ubicación del primer pozo exploratorio dentro de dos años.

Advirtió que la consecuencia de la "incipiente” reposición y descubrimiento de nuevas reservas comenzará a observarse en un par de años y coincidirá con la intención de renovación del contrato con Brasil.

Zaratti mencionó que San Alberto fue el primer megacampo que empezó a abastecer al mercado de Brasil y el que garantizó el cumplimiento del contrato GSA que se suscribió entre YPFB y Petrobras.

"Para YPFB y Bolivia significó la frustración de no haberlo podido descubrir de manera certificada antes de la capitalización de YPFB. El campo tiene 17 años de explotación continua, bastante menos de lo que se esperaría de un megacampo bien operado”, consideró el analista.

Según Zaratti, las causas de la acelerada declinación responden a una sobreexplotación, tomando en cuenta que algunos de sus pozos resultaron "inundados” y que el gas perdió presión. La consecuencia es un menor volumen de gas extraído para la exportación y menor gasolina para el mercado interno.

En su criterio el tiempo de vida del campo dependerá de cómo se lo siga explotando y de las técnicas de recuperación que se apliquen. "Es posible reemplazar la producción de San Alberto produciendo más en Margarita o incorporando campos medianos como Incahuasi. Pero lo que está en duda es la sostenibilidad de esa producción, debido a que no está acompañada de grandes reservas nuevas”, advirtió.

En 1999, la firma De Golyer certificó una reserva de 5,3 TCF

Las reservas de gas natural fueron descubiertas en 1990, a una profundidad de 4.319 metros en la formación Huamampampa. La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 comenzó en 1988; sin embargo, hacía falta un segundo pozo exploratorio.

Años después, en 1998, se confirmó la existencia de reservas con el pozo SAL X-10 después de trabajos de sísmica e interpretación de datos. En 1999, la compañía especializada De Golyer & Mac Naughton certificó en 5,3 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas probadas de este campo, señala un reporte de la revista Petróleo&Gas de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía.

Según el análisis, pese a los bajos precios en el mercado externo en la década de los años 90, en el país se completaron las tareas y se descubrieron nuevas reservas. De esa manera se garantizaba el cumplimiento del contrato de exportación a Brasil.

Luego, en 2000, se construyó la planta separadora de licuables con el primer módulo para el tratamiento de 6,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas. En 2001, con la segunda etapa se completaron los 13 MMmcd.

El desarrollo del campo abarcó la perforación de varios pozos. En la primera fase, los pozos San Alberto X10, X11 y X12; en tanto que en la segunda etapa, los pozos San Alberto X13, X14 y X15. En total se poseen ocho pozos productores.

Mediante Decreto Supremo 28701, del 1 de mayo de 2006, el Gobierno nacionalizó los hidrocarburos con el objetivo de priorizar el mercado interno e industrializar el gas para generar más recursos. El acto simbólico se realizó en el campo San Alberto.

La asociación para la administración del campo está conformada por Petrobras Bolivia SA 35%, YPFB Andina SA (subsidiaria de YPFB) 50% y Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia 15%.

Los otros campos

Aporte El segundo megacampo en el país que data de los años 90 es el Bloque San Antonio o Sábalo, que se encuentra entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja subandina sur, en Tarija. Su aporte máximo fue cerca de 20 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Hasta abril pasado reportó una caída a 16 MMmcd. Es operado por Petrobras, YPFB Andina y Total.
Sostén El megacampo Margarita-Huacaya es considerado uno de los mayores productores del país; desde sus yacimientos se extrae gas y condensado, y en su planta diariamente se obtienen cerca de 19 MMmcd de gas natural. Tiene un contrato de operación con Repsol YPF (37,5%), BG Bolivia (37,5%) y PAE (25%).


domingo, 26 de junio de 2016

Gobierno condicionará la ampliación de contratos petroleros a la exploración

Mediante un proyecto de ley que modifica un artículo de la Ley de Hidrocarburos, el Gobierno pretende condicionar la ampliación de contratos vigentes con empresas a cargo de operaciones en fase de explotación y con producción comercial, a que las mismas comprometan y ejecuten nuevas inversiones en exploración de entre 350 y 500 millones de dólares.

El proyecto, remitido a la Asamblea Legislativa el 18 de mayo por el presidente Evo Morales, establece —en su único artículo— la incorporación de un quinto párrafo en el Artículo 42 de la Ley de Hidrocarburos, el cual fue modificado por la Ley 767 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, sancionada el 11 de diciembre de 2015.

La norma actual estipula un plazo de cinco años para que las empresas con contratos de operación y producción comercial suscriban una adenda con el Estado para ampliar la duración de dichos contratos.

El párrafo adicional contemplado por el proyecto de ley “exceptúa” el plazo a las empresas con contratos vigentes en fase de explotación “y con producción comercial regular al 11 de diciembre de 2016, que comprometan y ejecuten nuevas inversiones iguales o superiores a los 350.000.000 dólares en actividades de exploración o 500.000.000 dólares en actividades de exploración y su desarrollo”.

El texto del párrafo menciona que la exploración debe hacerse según un Programa de Trabajo y Presupuesto aprobado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y con la finalidad de “incrementar la producción comercial regular en el área de contrato”. Las inversiones “deberán ser ejecutadas en el marco de un plan de inversiones dentro de los próximos cinco años, computados a partir de la promulgación de la presente ley”, se lee en el proyecto.

“Lo que se está diciendo básicamente es (que las empresas) hagan exploración y que pueden renovar el contrato antes de los cinco años siempre y cuando inviertan en ese rubro”, explicó Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos y analista en temas energéticos.

La Comisión de Economía Plural, Producción e Industria de la Cámara de Diputados aprobó el anteproyecto, en grande y en detalle, el 1 de junio. “Se trata de garantizar la inversión de las empresas que ya están realizando trabajos de exploración y explotación en el país”, indicó a OPINIÓN el diputado Henry Cabrera (MAS), presidente de la comisión.

“Como resultado de esta medida, se espera que se efectivicen mayores inversiones en exploración hidrocarburífera en los campos que se encuentran en etapa de explotación, los cuales conducirán a la reposición e incremento de la producción de gas natural y líquidos (petróleo y condensado) y, consecuentemente, se obtendrían niveles de producción acordes a las necesidades del mercado interno y mercado externo”, se señala en la exposición de motivos del proyecto de ley.

Se enfatiza que la exploración permitirá confirmar el potencial hidrocarburífero de las áreas en operación, descubrir nuevos campos y —con las inversiones en desarrollo— “incorporar producción de hidrocarburos en el corto plazo”.

A decir de Ríos, la medida es parte de un paquete de incentivos que desde hace dos años se están dando en el país para atraer inversión exploratoria, escasa en los últimos 10 años. Entre los otros incentivos de esa serie, el analista mencionó la Ley de Conciliación y Arbitraje (promulgada el 2015), la apertura de áreas protegidas a la exploración petrolera, la anulación de los contratos bajo la modalidad de sociedades anónimas mixtas y la propia Ley 767.

“Todo lo que esté destinado a fomentar la exploración es bienvenido, siempre y cuando tenga resultados”, complementó. Por el contrario, para Hugo del Granado, también analista en temas de hidrocarburos, “prolongar la vigencia de los contratos no es un hecho significativo para atraer inversiones”.

El tratamiento del proyecto de ley continuará en el pleno de la Cámara de Diputados esta semana, adelantó Cabrera.

SOCIOS La estatal petrolera, en los últimos tiempo ha intensificado la búsqueda de inversiones y socios para la exploración petrolera en el país, es así que el pasado viernes firmó un acuerdo con la rusa Gazprom, para la evaluación del potencial hidrocarburífero en las áreas Vitiacua, La Ceiba y Madidi.

Estos Convenios de Estudio y los futuros contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos, conforman un serie de medidas que YPFB se encuentra impulsando en un área prioritaria como es la exploración bajo la nueva normativa de la Ley de Promoción a las Inversiones en Exploración y Explotación Hidrocarburífera que rige en Bolivia.

Apuntes

Inversión

El Ministerio de Hidrocarburos informó que entre 2016 y 2020 se invertirán 12.680 millones de dólares en el sector de hidrocarburos, lo que permitirá llegar a una producción superior a 68 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural, según un boletín institucional.

Producción de gas

Actualmente se está en un orden de 56 millones de metro cúbicos por día (MMmcd) para el abastecimiento de los mercados de Argentina, Brasil y el nacional, sin embargo, el país tiene la capacidad de producir hasta 61 MMmcd del energético, según YPFB.

Reservas

Al 31 de diciembre de 2013 las reservas probadas de gas natural en Bolivia alcanzan a 10.45 TCF, las probables a 3.50 TCF y las posibles a 4.15 TCF. Sin embargo estan van reduciendo año tras año, por el consumo.

YPFB trabaja en la certificación de nuevas reservas halladas recientemente.

Crecimiento de las inversiones

Información de YPFB da cuenta que las petroleras privadas incrementaron sus inversiones ejecutadas de 158 millones de dólares en 2006 a 878 millones en 2014, mientras que en ese mismo periodo las inversiones de la corporación estatal subieron de 155 millones a 1.519 millones de dólares.

El VI Congreso Internacional Gas y Petróleo 2016, que se realizará en Santa Cruz el 12 y 13 de julio, abordará el accionar, en el mundo y la región, de la industria de los hidrocarburos.

En el evento, también se analizará las perspectivas de las futuras inversiones en exploración e industrialización en el rubro. De acuerdo con un informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en la lista de participantes figuran ejecutivos de las empresas e instituciones de América, Europa y Asia, quienes fueron invitados como disertantes al congreso internacional.

Bolivia amplía acuerdo con Brasil y Argentina en cinco áreas potenciales

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmará contratos para la exploración de hidrocarburos en el país con las estatales Petrobras de Brasil y YPF de Argentina, informó el titular de la petrolera boliviana, Guillermo Achá.

Con Petrobras se prevé firmar la exploración de hidrocarburos en dos áreas, como Santelmo y Astillero; mientras que con YPF se acordará la exploración en Charagua, Abapó y Yuchan, en el subandino sur boliviano.

"Esperamos que hasta la primera quincena de julio tengamos la firma de nuevos contratos exploratorios, son contratos ya confirmados con las empresas. Son contratos como San Telmo y Astillero, firma Petrobras. Son tres contratos que también firmará YPF, que será un operador nuevo que vamos a tener en nuestro mercado, son contratos de Charagua, Abapó y Yuchan", dijo.

De acuerdo con fuentes institucionales, San Telmo y Astilleros constituyen las áreas más importantes destinadas a proyectos de exploración de hidrocarburos.

Ambas suman una extensión de 210 hectáreas. San Telmo se halla en un área no tradicional, es decir donde no se realizaron fases exploratorias previas al desarrollo de los campos, mientras que Astilleros ya tiene estudios geológicos, geofísicos y otros.

NUEVAS INVERSIONES El Gobierno espera a representantes de entre 50 y 60 empresas de Canadá, que llegarán al país en los próximos meses, para analizar oportunidades de inversión en el país, en el área de hidrocarburos y energía.

"Nosotros expondríamos todas las inversiones que tienen tanto en el sector hidrocarburos y en el sector energético, iría una delegación importante, se habla de unas 50 a 60 empresas que vienen a Bolivia de Canadá para ver posibilidades y oportunidades de inversión", dijo el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

La visita fue confirmada tras un acuerdo con la ministra de Energía de la provincia Alberta de Canadá, Margaret McCuaigBoyd.

Analistas observan problemas en la fiscalización

Para dos analistas en temas energéticos consultados por OPINIÓN, el incremento de las inversiones en la búsqueda de hidrocarburos en el país requiere también que la fiscalización de áreas en exploración y los compromisos de inversión no estén a cargo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), sino de una entidad independiente del Estado.

“YPFB no debe ser juez y parte, debería ser un actor más de la cadena y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) debería ser parte del control de las áreas en exploración y los compromisos de inversión”, dijo Álvaro Ríos, analista y socio de la consultora internacional Gas Energy.

Para las empresas extranjeras que operan en el país, “es complicado” tener en YPFB un socio que además fiscaliza. Al dejar esa tarea en manos de la ANH, añadió, la petrolera estatal pasaría a ser una empresa más. Sería “una medida que también daría seguridad jurídica y mejoraría las inversiones en el país”.

En la misma línea, Hugo del Granado, experto en hidrocarburos, señaló que la “ausencia de un regulador independiente” es una de las trabas puestas a la inversión privada en exploración desde 2007.

La otras trabas, detalló, son la inseguridad jurídica, la falta de libertad económica, y el estatismo secante, condiciones que los inversores extranjeros no aceptan y por las cuales no vienen a Bolivia.

De acuerdo con Ríos, otro aspecto importante a la hora de atraer inversiones para la búsqueda de nuevos reservorios de gas y petróleo es la justicia, un tema que no está intrínsecamente ligado al sector. “Justo lo que se está viendo ahora es mejorar la justicia, un tema importante para cualquier inversionista que viene a Bolivia”, afirmó.

RESERVAS EN DECLIVE El éxito o fracaso de las tareas de exploración de hidrocarburos en el país pueden medirse mediante los niveles de reservas certificadas de gas, indicó Hugo del Granado. Según el analista energético, dichas reservas están en declive a causa de una política inadecuada.

“La última certificación que se ha hecho data de 2013 y la misma da cuenta de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Ya no son tales porque se han consumido el 2014, el 2015 y la mitad de 2016; han bajado porque no se han certificado nuevas reservas desde entonces y lo que tenemos es por lo menos 2 TCF menos respecto de 2013”, explicó Del Granado. “Son reservas en declive y el resultado de una mala política exploratoria”.

NUEVOS HALLAZGOS En febrero, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó que los reservorios de gas hallados en tres estructuras del Bloque Caipipendi sumaban 4 TCF, lo que permitirá incrementar las reservas probadas de gas del país a 14 TCF. El hallazgo, añadió, no estaba contemplado en el plan que tiene YPFB para llegar a 17 TCF hasta 2020.

“Eso no está certificado y en algunas áreas han dicho que hay nuevas reservas sin siquiera terminar la exploración sísmica y haber perforado pozos; no son reservas, son estimaciones, buenos deseos”, dijo Del Granado.

El 8 de abril, el presidente Evo Morales anunció el inicio de una exploración en el campo Huacareta, en Tarija, cuyo potencial es de al menos 13 TCF. La tarea está a cargo de la empresa British Gas (BG).

Gerente de Emtagas aseguró que no existe daño económico

El gerente de la Empresa Tarijeña del Gas Emtagas Roger Almazán, explicó que no existe daño económico en la institución, porque que la multa que debía la empresa adjudicada de Secotar, se la canceló en especie, por tanto fueron recuperados los recursos que evidentemente eran de la empresa y que se creían perdidos durante la anterior gestión de gerencia.

Detalle
Actualmente se cuenta con toda la documentación de recepción del ingreso de almacenes de registro en el sistema de contabilidad.
Almazán aseguró que en el año 2012 fue adjudicada una provisión de materiales para un proyecto de tendido de red, el cual, la empresa adjudicada Secotar, entregó el material correspondiente, pero se realizó fuera de los plazos establecidos.
En consecuencia de éste retraso y de acuerdo al contrato, debían proceder al cobró de una multa por cada día de demora, pero la anterior Gerencia de Emtagas, no exigió el cumplimiento de ese deber, en ese sentido, la Contraloría General del Estado, al revisar la documentación identificó que no fue realizado el pago correspondiente a favor de la empresa, por tanto se habría detectado un daño económico.
En consecuencia la Contraloría remitió a Emtagas una notificación donde se identificaría un daño económico a la Empresa Tarijeña del Gas, el cual fue establecido un plazo de 10 días para que la institución recupere esos recursos.
De esta manera el Gerente mencionó que realizaron las acciones necesarias para remediar el mal entendido, de acuerdo con lo expresado, se empezó a realizar las notificaciones con las personas detectadas dentro del proceso de la Comisión de Recepción, así también con la empresa adjudicada Secotar, que aprovisiono los materiales, para que en el plazo ellos puedan subsanar el problema.
Almazán mencionó que la empresa Secotar, remitió una nota en la que indica que el plazo de los diez días no era suficiente, puesto que la misma, no contaba con el efectivo, sin embargo propusieron realizar el pago de la multa en especie, con material como tuberías y accesorios.
Sobre lo sucedido comentó que realizó la consulta previa con Auditoría Interna de la Empresa, la misma que efectuó la consulta con la Contraloría General, para verificar si era viable realizar la cancelación del pago en especie,
En este sentido la Contraloría, reconoció que si era viable realizar el pago en especie, porque con esta acción se está recuperando la multa que debía ser cancelada por la empresa Secotar, de esa manera Emtagas empezó a proceder con el recibimiento del material por el monto establecido que se debía saldar.

sábado, 25 de junio de 2016

Unos 3.000 vehículos convertidos a GNV desaparecieron de Tarija



En el salón de la Federación del Autotransporte “15 de Abril”, la Gobernación realizó el relanzamiento del programa de conversión a Gas Natural Vehicular (GNV). Salieron a la luz cifras que dejan entrever que en 7 años el programa no está logrando recuperar la inversión que se realizó para su implementación,

que llega a 89 millones de bolivianos. Uno de los motivos es que aproximadamente 3.000 vehículos no realizan sus aportes al sistema del Fondo Rotatorio, pues han desaparecido de Tarija.
Desde la gestión 2009 hasta el presente año, se convirtieron cerca de 18.751 vehículos en todo el departamento. La meta para el 2016 es invertir 8.796.048,00 bolivianos, para cambiar la matriz energética de 1.180 vehículos, con lo que se tendrá cerca de 20 mil que utilizarán gas, generando un ahorro para los transportistas y particulares, además de reducir el daño al medio ambiente que implican otros combustibles.
El director del programa GNV, Javier Zenteno, destacó que el gobernador Adrián Oliva, junto con su gabinete, haya priorizado la continuidad del programa, empero indicó que el tema fundamental para que sea autosostenible es invertir en movilidades que cumplan los compromisos firmados, ya que la ley estipula que el beneficiario debe pagar al Fondo Rotatorio la totalidad del costo del equipo de GNV y la conversión en un plazo de 10 años.
Para acceder a la conversión de un vehículo a gas, los propietarios firman un contrato en el que se comprometen a pagar el precio del kit mecánico empleado en su motorizado. El pago se hace mediante las cargas de combustible, bajo un requisito de consumo mínimo: en el caso de vehículos particulares deben cargar al menos 150 metros cúbicos de gas al mes y los de transporte público deben cargar 300 metros cúbicos. En total, 0,20 centavos de bolivianos se descuentan automáticamente por cada metro cúbico para el Fondo. El gobernador Adrián Oliva hizo un balance de las cifras que arroja el programa. Indicó que 89 millones de bolivianos se invirtieron desde su puesta en funcionamiento. Además de la meta propuesta que es superar las 1.180 instalaciones de GNV el 2016, la autoridad remarcó que la misión implica lograr que el programa GNV se vuelva autosostenible.
Oliva manifestó durante el acto, en el que estuvieron dirigentes del transporte, que de todo lo invertido solamente se ha logrado recuperar unos 15 millones de bolivianos, panorama que hace vigente la necesidad de lograr mayores controles para que todos los beneficiarios cumplan. No hacerlo –según explicó- implicaría poner en riesgo un programa que es patrimonio del departamento y el transporte organizado.
Zenteno posteriormente indicó que los vehículos que no estarían cumpliendo con sus compromisos, están en el interior del país, y es posible que los equipos hayan sido parte de ilícitos, en sentido de que algunos beneficiarios los hayan removido. También señaló que existen casos de vehículos que han sido siniestrados.
Ante esta situación, el funcionario explicó que la Gobernación tiene planificada una firma de convenio con B-SISA, el sistema informático de control de comercialización de combustibles que maneja la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que permitirá cortar el suministro a los vehículos que resulten deudores o establecer mecanismos de cobro.
El País EN buscó conocer los avances en cuanto al convenio. El gerente departamental de la ANH, Joel Callu, no pudo atender al medio por encontrarse en una reunión. Sin embargo, en el acto, personeros de la ANH nacional, quienes participaron del lanzamiento, precisaron que lo hacen con la finalidad de tener un acercamiento y coadyuvar con el programa.

Se concilió cuentas con los surtidores

En cuanto a las recaudaciones a nivel departamental, que vienen de 17 surtidores que son parte del programa GNV, el secretario de Hidrocarburos, Erick Vásquez, indicó que se han conciliado cuentas con las empresas, cinco de ellas pertenecientes a YPFB, con el fin de garantizar que las recaudaciones retornen al Fondo Rotatorio. El funcionario indicó que se realizaron gestiones para rehabilitar el programa, sobre el que pesa un daño económico millonario por el caso Motores Chinos.

Encuentro Empresarial de Hidrocarburos y Energía entre Bolivia- Argentina será en Tarija



Como parte de la celebración por la fundación de la ciudad de Tarija, el gobierno del Presidente Evo Morales, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía junto a sus brazos operativos YPFB y ENDE, organiza el “Encuentro Empresarial de Hidrocarburos y Energía Bolivia – Argentina”, que se llevará a cabo el próximo 4 de julio en Tarija.



Este encuentro de alto nivel es organizado a solicitud de diferentes empresas del vecino país por su interés en conocer las oportunidades de inversión en Bolivia y como una muestra de las buenas relaciones que existen entre ambos países hermanos.

En este sentido, el embajador de Argentina en Bolivia, Normando Álvarez García, informó que en el evento estarán presentes más de una treintena de empresas argentinas que ofrecen productos y servicios dentro de las áreas de hidrocarburos y electricidad, las cuales expresaron un gran interés en participar del encuentro. “Llegarán las empresas más importantes de Argentina y están ávidas de aportar a Bolivia con su tecnología y su capacidad”, precisó Álvarez.

Según el diplomático argentino se prevé la presencia del Ministro de Energía y Minería de Argentina, Juan José Aranguren. “El ministro está muy entusiasmado de participar en este importante encuentro”.

El embajador destacó que este encuentro binacional de negocios “es una muestra de las buenas relaciones existentes entre ambos países hermanos, tomando en cuenta que Argentina y Bolivia tienen intereses comunes en el sector energético, con actividad comercial vigente y en actual proceso de negociación para la consolidación de la integración energética”.

Asimismo, destacó que “Argentina ve a Bolivia como un país que ha logrado un crecimiento económico y que realmente es un ejemplo para todos los países de Sudamérica”.

En los próximos años se prevé invertir $us30.000 millones en el área de los hidrocarburífero y $us27.000 millones en el área de electricidad como parte de la revolución energética impulsada por el presidente Evo Morales.

viernes, 24 de junio de 2016

El petróleo de Texas baja un 4,93 % y cierra en 47,64 dólares el barril



El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó hoy un 4,93 % y cerró en 47,64 dólares el barril, en un importante retroceso ligado a las turbulencias que vivían hoy los mercados financieros y de materias primas.

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del petróleo WTI para entrega en agosto bajaron 2,47 dólares respecto a la última jornada.

El dato de cierre se dio a conocer media hora después de lo habitual debido a los fuertes movimientos en las operaciones del Nymex. Con la caída de hoy, el descenso acumulado esta semana en el WTI es del 0,71 %.

Ya desde el comienzo de la jornada, el crudo de Texas, de referencia en Estados Unidos, estaba operando con fuertes bajas, como reacción a la decisión de los ciudadanos británicos de votar a favor de la salida de su país de la Unión Europea.

La caída del WTI es muy parecida a la del Brent, de referencia en Europa y en los mercados globales, que cedió hoy un 5,04 % y terminó en 48,34 dólares el barril.

En el caso del WTI, el mínimo anual anotado hasta ahora es de 26,21 dólares el barril, el precio de cierre del 11 de febrero. El máximo anual, en 51,23 dólares el barril, quedó registrado el pasado 8 de junio.

La caída de hoy se produjo a pesar de que la firma Baker Hughes anunció que esta semana se cerró con un descenso de 7 en el número de plataformas petroleras operando en Estados Unidos, hasta las 330, la mitad de las que había el año pasado para estas fechas.

Por su parte, los contratos de gasolina con vencimiento en julio, que aún se toman como referencia, bajaron 8 centavos, hasta los 1,52 dólares el galón, mientras que los de gasóleo de calefacción para entrega en ese mismo mes cedieron 7 centavos, hasta 1,46 dólares el galón.

Finalmente, los contratos de gas natural para entrega en julio bajaron 4 centavos, hasta los 2,64 dólares por cada mil pies cúbicos. (24-06-2016)

Relanzarán conversión gratuita para usar GNV

En acto especial programado para este viernes por la mañana, en el salón de la Federación del Autotransporte, será relanzado el programa de conversión gratuita de vehículos para uso de Gas Natural Vehicular GNV, informó el director del Programa, Javier Zenteno Gutiérrez.
De acuerdo a la planificación, está previsto este año, convertir para uso de GNV 1.180 vehículos, especialmente micros, no solamente en la capital, sino también Yacuiba, Villa Montes, Caraparí, Bermejo y Entre Ríos.
Está prevista una inversión de Bs 8.796.000. También serán convertidos los micros a gasolina.

lo
destacado

Los micros a diesel serán sometidos a ‘otolización’ (reacondicionar el motor diésel para su uso a GNV), de acuerdo a requerimiento e interés de sus propietarios.
Zenteno exhortó al empresariado privado hacer inversiones para instalar surtidores a gas en Padcaya, donde el tráfico es intenso y se precisa el suministro, también son necesarios surtidores en Iscayachi y Palos Blancos.

Planta de urea avanzó 92% y prevén entrega en septiembre

La construcción de la Planta de Amoniaco y Urea en la población cochabambina de Bulo Bulo, municipio de Entre Ríos, tiene un avance físico del 92%. Se prevé su entrega oficial el 14 de septiembre.

El director de la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Cochabamba, Óscar Covarrubias, explicó que en la parte de la construcción sólo faltan detalles como los pisos de hormigón y almacenes, y los equipos ya se encuentran en el país.

“El último reporte que tenemos hasta abril certificado (es que) estamos con un avance físico global del 92%, el tema de ingeniería está al 100%, procura está al 97%, la construcción está al 82%, haciendo un (avance) físico global del 92%”, manifestó.

La empresa contratista es Samsung Engineering, la inversión demandada es $us 876 millones y se proyecta que el complejo petroquímico comenzará a operar desde finales de este año. Además, el 80% de la producción de urea se exportaría al Brasil y Argentina, el restante 20% se comercializaría en el mercado interno.

“Se han adicionado (en) algunos sectores como (en) el centro de maniobras (…) se ha adicionado la parte del sector de bomberos para un camión extra (…) por eso hay las demoras”, argumentó.

El gobernador de Cochabamba, Iván Canelas, estimó que el proyecto se concluiría en agosto. También afirmó que la Gobernación trabaja junto al Gobierno para que la planta beneficie a la región con recursos, aunque no precisó cuánto recibirán los cochabambinos cada año. “El proyecto va a terminar más o menos en agosto y tendríamos que trabajar para que (la planta) comience este año (…) yo estimo que en el mejor de los casos el 14 de septiembre podamos entregar esa planta ya construida (o) concluida para comenzar a trabajar” en beneficio del país y Cochabamba, agregó Iván Canelas.

El complejo petroquímico tendrá un consumo de gas natural de 1,4 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) aproximadamente. La planta tendrá una capacidad de producción anual de 420.000 toneladas métricas año (TMA) de amoniaco y 650.000 TMA de urea con su operación.

jueves, 23 de junio de 2016

ANH controla bombas de surtidores en Santa Cruz



Funcionarios de la Agencia Nacional de Hidocarburos (ANH) y del Viceministerio de Defensa del Consumidor realizaron un control de las expendedoras de combustible liquido en varias estaciones de servicios que operan en la capital cruceña.

El propósito es verificar que las bombas se encuentren bien calibradas y vendan la cantidad de gasolina o diésel que marca el equipo. La medición está a cargo del Instituto Boliviano de Metrologia (Ibmetro) que mediante un medidor volumétrico se carga 20 litros y se constata la precisión de la bomba.

Los controles son trimestrales y cualquier usuario que tenga dudas del volumen que compra puede solicitar al surtidor que haga la respectiva medición con un Serafín de 20 litros que todo surtidor debe tener.

Los operativos se están realizando en todos los surtidores de Santa Cruz y en los de La Paz, Cochabamba y Tarija.

En caso de encontrar fallas la ANH precinta la manguera y espera el descargo del surtidor. Si se evidencia responsabilidad, el propietario es sujeto a una sanción económica.

El precio del 'oro negro' pasa los $us 50 el barril



El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió hoy un 1,99% y cerró en $us 50,11 el barril, recuperando el nivel de los $us 50 por primera vez desde el pasado 9 de junio.

Al final de las operaciones en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del petróleo WTI para entrega en agosto subieron 98 centavos de dólar.

La subida de hoy fue atribuida por los analistas al ánimo positivo que existe en los mercados ante la creencia de que los ciudadanos del Reino Unido votarán hoy a favor de que el país siga perteneciendo a la Unión Europea.

El precio máximo anotado hasta ahora este año por el WTI, el crudo de referencia en EEUU, fue de $us 51,23 el barril, al cierre del 8 de junio.

Por su parte, los contratos de gasolina con vencimiento en julio, que aún se toman como referencia, subieron 2 centavos, hasta $us 1,60 el galón, mientras que los de gasóleo de calefacción para entrega en ese mismo mes avanzaron 2 centavos y cerraron en $us 1,52 el galón.

Finalmente, los contratos de gas natural para entrega en julio subieron 2 centavos, hasta los $us 2,70 por cada mil pies cúbicos.

El petróleo en baja tras la decepción por la oferta de EEUU



El petróleo cerró ayer en fuerte baja en un mercado decepcionado por datos de Estados Unidos y pendiente del resultado del referéndum británico de hoy sobre su adhesión a la UE.

En Nueva York, el barril de referencia WTI para entrega en agosto, en el primer día de venta para ese mes, bajó 72 centavos a 49,13 dólares. En el mercado de Londres, el barril de Brent para agosto perdió 74 centavos a 49,88 dólares.

“El departamento de Energía (DoE) publicó cifras bastante decepcionantes”, dijo Andy Lipow de Lipow Oil Associates. “Las reservas de crudo apenas bajaron y aumentaron las de los productos” derivados, añadió.

El DoE defraudó al anunciar un incremento de los stocks de gasolina cuando se esperaba que hubieran bajado. También fue menor a la prevista la baja de las reservas de crudo.

La producción mantuvo la tendencia declinante que tomó hace más de tres meses, lo cual alivia la sobreoferta mundial, pero varios analistas temen que sea aumentada debido a que mejoró el valor del crudo respecto a lo que estaba meses atrás.

La mirada de los inversores, como en todos los mercados, quedó ahora fija en el referéndum del jueves en el que Gran Bretaña decidirá si se va de la UE (Brexit).

“Dado el contexto, se puede pensar que la reacción al alza será limitada si se evita el Brexit pero la inestabilidad y la caída serán más marcadas si ganan los partidarios de la ruptura”, dijo Tim Evans, analista de Citi.

El Pozo Huacaya 2 sufre percance en perforación


RETROCEDER

Una perforado se habría estancado en los 4.000 metros de profundidad, por lo que se tuvo que sellar parte del conducto para reiniciar la obra entre los 2.000 a 2.500 metros para alcanzar la meta de 5.850 metros.

La perforación del pozo Huacaya 2 demora más tiempo de lo previsto debido a imponderables que se presentaron durante la excavación del conducto para extraer gas natural.

La información fue brindada por el alcalde de Huacaya, Henry Nogales, quien de acuerdo con reportes que recibió la perforación de la empresa Repsol tuvo problemas cuando se estaba alrededor de los 4.000 metros.

Ese percance habría ocasionado que los técnicos decidan sellar parte de lo avanzado en la perforación para reiniciar los trabajos a partir de los 2.000 ó 2.500 metros. El percance se habría presentado con el atasco de una perforadora.

El pozo Huacaya 2, que está en el megacampo Margarita - Huacaya compartido entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca, comenzó a perforarse en octubre del año pasado con un plazo de conclusión de 410 días calendario. Si todo marchaba bien, el pozo debía estar perforado hasta diciembre de este año. Ahora, con el problema técnico la tarea se retrasaría unos tres meses para alcanzar los 5.850 metros de profundidad.

FACTOR DE DISTRIBUCIÓN
En Sucre, el gobernador de Chuquisaca, Esteban Urquizu, reiteró que se hará un nuevo estudio del factor de distribución del megacampo Margarita - Huacaya, aunque no habló de fechas.

Recordó que la aplicación de esta tarea está señalada en las normas de explotación de hidrocarburos, con el fin de actualizar la distribución de los beneficios del gas entre los departamentos productores en la medida que los porcentajes de explotación van en aumento.

Por otra parte, Urquizu recalcó que el estudio para el factor de distribución del pozo Aquio X-1001 compartido entre los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca en los municipios de Lagunillas y Villa Vaca Guzmán respectivamente, está en marcha.

Sin embargo, el Gobernador de Chuquisaca manifestó que a la par se debe resolver el problema de límites que hay entre esos municipios y que la intención del Departamento es encontrar una solución dialogada para dar certeza al factor de distribución.

En tanto, dijo que una comisión técnico-legal se encuentra recabando información relacionada con los límites departamentales, para luego presentarlos al Ministerio de Autonomías que es la instancia encargada de resolver los problemas de límites territoriales.

Gazprom promoverá especialización de recursos humanos

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la empresa rusa Gazprom trabajan actualmente para la instalación en el país de un Centro Nacional Científico y Técnico en Gas y Petróleo el cual realizará trabajos de investigación asociados a la problemática de la cadena hidrocarburífera y será un referente en la capacitación y especialización del personal del área, según informó el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, este lunes.

“El Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Óscar Barriga, acompañado de un equipo técnico del ministerio y de YPFB, se encuentran en Moscú junto con el Director Centro de Investigación de Vniigaz, Dmitry Lyugay, y el Director de Gazprom Internacional, Sergey Tumanov, sosteniendo reuniones y visitando las instalaciones de Vniigaz como parte del trabajo de cooperación entre ambos países rumbo a la implementación de este centro”, explicó Sánchez.

EFICIENCIA ENERGÉTICA

La delegación boliviana visita desde el lunes pasado las instalaciones del Centro de Investigación Vniigaz de Moscú, Rusia, la cual está especializada en las áreas de: reservorios, desarrollo de reservorios de gas y petróleo, producción, almacenamiento subterráneo, transporte de gas, procesamiento de gas, e hidrocarburos líquidos, eficiencia energética, uso de gas como GNV y formación de especialistas.

Bolivia tendrá centro de investigaciones petroleras

El Gobierno anunció la visita del presidente ruso Vladimir Putin a Bolivia, para 2017, cuando se realice un foro internacional de países productores y exportadores de gas natural. Gazprom, actualmente, explora yacimientos de gas en las zonas tradicionales del país y acaba de comprometer apoyo al país para la implementación de un centro de investigaciones petroleras.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó a medios de comunicación que en su viaje esta semana a Rusia se reunió con su colega ruso de Energías, Alexander Novak, para conversar sobre la visita de Putin al país.

ANUNCIO

“Novak ha dicho que garantiza que él va a estar presente y de igual manera, ha dicho que el presidente Putin estará en Bolivia, dado el compromiso que tiene” con Bolivia, afirmó el ministro Sánchez.

FORO

Según el Gobierno del país sudamericano, Bolivia será sede el próximo año del IV Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG) que se desarrollará en la ciudad de Santa Cruz, 900 km este de La Paz.

El FPEG está integrado por 12 países: Argelia, Bolivia, Egipto, Guinea Ecuatorial, Irán, Libia, Nigeria, Catar, Rusia, Trinidad y Tobago, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela.

PRODUCCIÓN

Estos países producen 42% del gas en el mundo, poseen 70% de las reservas mundiales, 40% de los gasoductos y garantizan el comercio del 65% del Gas Natural Licuado (GNL).

La Paz y Moscú han estrechado en los últimos años lazos económicos y tecnológicos.

INVERSIONES

Ambos países también acordaron que el gigante ruso Gazprom, realice labores de exploración de gas natural, al sureste del país. La petrolera rusa busca desde el año pasado conjuntamente con la petrolera, Total, nuevos reservorios de gas en el bloque Azero, que queda en la frontera que une los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz, habiendo anunciado una inversión inicial de $us 130 millones. Los resultados se dejan esperar.

Rusia ayuda en la instalación de una planta nuclear con fines medicinales y pacíficos en la ciudad andina de El Alto, vecina de La Paz, a un costo de 300 millones de dólares.

miércoles, 22 de junio de 2016

Gazprom ayudará a implementar un centro de investigación de gas y petróleo en Bolivia



El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó este miércoles que la petrolera rusa Gazprom ayudará al país a instalar un Centro Nacional Científico y Técnico en Gas y Petróleo, que permitirá investigar temas asociados a la problemática de la cadena hidrocarburífera y será un referente en la capacitación y especialización de personal del área.

"El Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Óscar Barriga, acompañado de un equipo técnico del ministerio y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se encuentran en Moscú junto con el Director Centro de Investigación de Vniigaz, Dmitry Lyugay, y el Director de Gazprom Internacional, Sergey Tumanov, sosteniendo reuniones y visitando las instalaciones de Vniigaz como parte del trabajo de cooperación entre ambos países rumbo a la implementación de este centro", informó Sánchez, citado en un boletín institucional.

El Ministro de Hidrocarburos explicó que la delegación boliviana visita desde el pasado lunes las instalaciones del Centro de Investigación Vniigaz de Moscú, que se especializa en las áreas de reservorios, desarrollo de reservorios de gas y petróleo, producción, almacenamiento subterráneo, transporte de gas, procesamiento de gas e hidrocarburos líquidos, eficiencia energética, uso de gas como gas natural vehicular y formación de especialistas.

Precisó que esa cooperación es parte de los Acuerdos suscritos en el Foro Internacional Económico, que se realizó en San Petersburgo del 16 al 18 de junio, reunión en la que se estableció la cooperación de Gazprom a Bolivia, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y YPFB. (22-06-2016)

El petróleo al alza en Asia, gracias a un dólar débil

Los precios del petróleo suben hoy en Asia, tras la caída del dólar a raíz de los comentarios de la presidenta de la Reserva Federal sobre la economía estadounidense, y a la espera del referendo británico de mañana.

Sobre las 03H40 GMT de hoy, el barril de West Texas Intermediate para entrega en agosto subía 28 centavos, y se intercambiaba a 50,13 dólares.

Por su lado, el barril de Brent del mar del Norte ganaba 24 centavos, a 50,86 dólares.

Janet Yellen, presidenta de la Fed, comentó ayer que la economía de Estados Unidos afronta una "incertidumbre considerable" a causa de una desaceleración de la actividad doméstica y los efectos de una eventual salida del Reino Unido de la UE, en caso de ganar esta opción el referendo de mañana.

Con estos comentarios, el mercado interpretó que el nuevo aumento de los tipos de interés en Estados Unidos tendrá que esperar, lo que hizo caer al billete verde.

El abaratamiento del dólar, la divisa en que se negocian los contratos petroleros, significa que los inversores que manejan otras monedas ganan poder adquisitivo, lo que estimula la compra de oro negro.

Al mismo tiempo, los mercados siguen esperando nerviosos el desenlace del referendo en el que los británicos decidirán si siguen formando parte de la Unión Europea.

Yellen declaró en ese sentido que una eventual salida del Reino Unido del bloque "podría tener repercusiones económicas significativas".

Los operadores esperan por otro lado este miércoles los datos de las reservas semanales de crudo en Estados Unidos, el mayor consumidor mundial de petróleo.

Hacen ajustes por declive de exploración en la región

Ante la caída estrepitosa de los ingresos por la exportación de gas y petróleo, en este periodo del primer semestre, los países de la región se han visto obligados a hacer ajustes a sus proyectos exploratorios para sostener la ecuación, inversión pública y exploración hidrocarburífera.

Según la Consultora Internacional Gas Energy, la inversión en nueva exploración fue deficitaria en casi todos los países de la región, en particular en gas natural, muy a pesar de tener geología muy favorable en casi todos los países productores.

En el caso de Bolivia, la situación es aún más preocupante, dado que la caída de casi la mitad (un 49%) de los ingresos por exportación de gas natural a Argentina y Brasil, han puesto a sus autoridades, en una travesía y coyuntura difícil. Mientras la producción de gas ha tenido un leve descenso, surge el dilema: "cómo sostener la exploración si no hay recursos y menos condiciones para invertir".

"Mientras la camisa de fuerza de un estatismo anacrónico siga asfixiando al sector es inútil esperar un incremento sustancial de reservas, producción y exportaciones. Tan solo quizás proseguir en el aislamiento y el rezago de nuestra industria petrolera", enfatiza la Fundación Milenio en su reciente análisis.

Los ajustes en la región. Entre muchos ajustes descritos en el análisis de Gas Energy, en el caso de México se estudian los incentivos fiscales para entregar los bloques costa afuera en el Golfo de México. La estatal Pemex anunció que está ajustando su presupuesto en 5 mil millones de dólares afectando toda la cadena y sobre todo la exploración, además del recorte masivo de empleos, mientras la producción sigue declinando y los ingresos también. Dicha empresa estatal continúa aún politizada y burocrática a pesar de la puesta en marcha de la reforma energética.

En Colombia, únicamente, 72 taladros están operando de los 217 que están disponibles en el país; además, se ha postergado indefinidamente la modernización de la refinería de Barrancabermeja por parte de Ecopetrol por falta de recursos. Esta firma petrolera ha despedido 100 trabajadores de su nómina y está llevando a cabo un fuerte ajuste de gastos.

Venezuela pese a su situación crítica, en el sector petroquímico se está ofreciendo al inversionista compartir las ganancias de los productos que se exporten a cambio de inversiones. "PDVSA anunció que Rosneft pasará de tener 23% a 40% en el proyecto de crudo pesado en la Faja (PetroMonagas)", cita Gas Energy.

En cambio, en Brasil, Petrobras, hundida en escándalos de corrupción, decidió dejar de ser una empresa integral de energía para enfocarse de forma prioritaria en la producción de petróleo y gas natural, debido a la falta de liquidez y crisis por la que atraviesa. "Se han dado importaciones del sector privado de energía eléctrica y de gas natural de Chile para paliar el déficit y se estudian importaciones de Bolivia y que estas actividades sean realizadas por el sector privado", remarca Gas Energy.

En Ecuador se eliminaron los subsidios al sector industrial para los precios de derivados de petróleo; se han entregado y se entregarán nuevos campos maduros al sector privado; se ha renegociado algunos de los términos fiscales de los campos que estaban en producción, entre otras acciones.

Perú, como efecto de la caída de los precios del crudo, tiene suspendido todas las rondas de licitación previstas para áreas exploratorias desde el 2015. Proponen desde el sector privado que las inversiones comprometidas que no se usen en un bloque rentable se puedan utilizar en otro.

En el caso de Bolivia. La actividad exploratoria sigue sin levantar cabeza. Pese a que se promulgó una Ley de arbitraje; sumada a ella, otra Ley de incentivos para mejorar los precios de líquidos y condensados en el mercado interno; además de haber dejado de lado los contratos tipo SAM que no eran deseados por las empresa, la situación no tiene mayores luces.

Según el experto Hugo del Granado la situación en la actual coyuntura, con una seria declinación en la producción de gas natural en los Campos San Alberto y Margarita, muestran un panorama desalentador.

"Todo se debe a la política exploratoria cerrada iniciada el 2007, no hizo otra cosa que poner restricciones y obstáculos jurídicos. Si bien las normativas del 2015 como la ley de incentivos, tampoco la han podido reglamentarla. Hay una estructura montada que no permite despegar", señaló Del Granado. El Gobierno en su afán de captar inversión en las últimas semanas ha visitado Rusia, de donde solo provienen los anuncios. "Seguimos siendo engañados por el Gobierno con declaraciones triunfalistas", finalizó el analista Francesco Zaratti.

Según milenio
Los signos de un periodo nacionalizador



Presencia. El resultado de diez años de medidas estatizadoras es un sector altamente concentrado en manos del Estado, con una empresa (YPFB) absolutamente dominante en las operaciones, los proyectos y en las decisiones relativas a inversiones y a toda la política sectorial.

Fortaleza. Entre los años 2011 y 2015, en promedio, YPFB ha participado con el 64% de las inversiones en exploración, mientras que el aporte de la inversión privada se ha reducido a tan solo el 36%.

Punto de vista

Bernando Prado
Analista Energético

"Hay que crear nuevo marco legal hacia las inversiones'

"A lo largo de todos estos años la exploración ha quedado prácticamente anclado en falta de inversión. En este periodo solo se ha incrementado la capacidad de explotación de los campos descubiertos. Y esos campos ahora están declinando. En ese contexto, no se han hecho tareas de exploración por lo que no se han descubierto nuevos yacimientos.

Todo ello se debe a un argumento muy sencillo. Primero que hacer exploración requiere muchos recursos y además implica altísimo riesgo. En ese contexto, un país requiere brindar cierto tipo de seguridad para atraer capitales e inversión privada.

Ahora las petroleras están ahí a la espera de un marco legal. Eso tiene que ver con la nueva Ley de Hidrocarburos, que además data de una Constitución Política del Estado que ya no existe. El Estado debe marcar reglas claras al respecto".

martes, 21 de junio de 2016

Aseguran que Planta de Urea estará lista el 30 de noviembre

La construcción de la Planta de Urea y Amoniaco, que se construye en el trópico de Cochabamba, cuenta con un avance certificado del 92% y estará concluida hasta el 30 de noviembre de 2016, informó ayer el director Departamental de Hidrocarburos de la Gobernación, Oscar Covarrubias.

La obra tiene una inversión aproximada de 870 millones de dólares, pero el presupuesto variará en función de los requerimientos de seguridad de la planta. “Para ello se construirá una estación de bomberos con dos carros y serán instalados sistemas de seguridad en todo el perímetro de la construcción además del centro de maniobras y los accesos”, indicó Covarrubias.

“A nivel de ingeniería hay un avance del 100% y en lo referido a la construcción estamos en un 82%, haciendo un avance físico total del 92%”, informó citado en un boletín de prensa de la Gobernación.

Dijo que la planta beneficiará directamente al sector agropecuario y agroindustrial, permitiendo incrementar hasta en un 40% la productividad por hectárea, recuperando áreas agotadas y apoyando la política nacional para garantizar la seguridad alimentaria.

La Planta producirá 2.100 toneladas métricas diarias de urea y 1.200 de amoniaco, fertilizantes que mejorarán la producción agropecuaria, informó.

Petróleo de Texas subió 2.89% y cerró ayer en 49,37 dólares

El petróleo intermedio de Texas (WTI) subió ayer un 2.89% y cerró en 49,37 dólares, su nivel más alto en casi dos semanas, tras una jornada en la que se disiparon las dudas en torno al referéndum del Reino Unido.

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del petróleo WTI para entrega en julio, los de más próximo vencimiento, subieron 1,39 dólares respecto del cierre de la última jornada.

El crudo de referencia en Estados Unidos subió con fuerza por segundo día consecutivo y se acercó a la barrera psicológica de los 50 dólares el barril, tras una jornada en la que se disiparon las dudas en torno al referéndum del Reino Unido.

Los británicos acudirán este jueves a votar en un referéndum sobre la permanencia de su país en la Unión Europea (UE) y, según las últimas encuestas, la opción del “brexit” (los partidarios de salir del bloque) está perdiendo adeptos.

Exportación de gas natural Bolivia reanuda negociaciones con nuevo Gobierno de Brasil

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, anunció ayer, lunes, que este jueves 23 de junio viajará a Brasilia, Brasil, a objeto de reunirse con su par de ese país y retomar las negociaciones sobre la adenda de ampliación del contrato vigente de compra-venta de gas natural a ese país, puesto que el vigente concluye en 2019.

PROYECTOS

Según Sánchez, en el encuentro también se abordará otros temas como la sociedad entre ambos países, para encarar proyectos hidroeléctricos y en industria petroquímica, según informe oficial difundido ayer.

“En Brasil es posible que el jueves estemos en Brasilia reuniéndonos con el nuevo Ministro de Energía, para retomar todos los temas concernientes de hidrocarburos y energía en hidrocarburos”, informó el ministro a un medio oficial.

La negociación se retomará con la nueva autoridad de Brasil, luego de un período de pausa, debido a que el pasado 12 de mayo el Senado del país vecino suspendió a la presidenta Dilma Rousseff por 180 días, mientras dure un juicio abierto en su contra.

PETROQUÍMICA

El Ministro de Hidrocarburos precisó que con Brasil se tiene en carpeta de proyectos conjuntos, como formar parte de la industria petroquímica, considerar el problema de Tres Lagunas y encarar un estudio de prefactibilidad de la hidroeléctrica binacional sobre el Río Madera.

El contrato GSA entre Bolivia y Brasil, firmado en 1996 y vigente hasta 2019, establece un volumen mínimo de compra de 24 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y un máximo de 30,08 MMmcd.

PRODUCCIÓN

La producción de hidrocarburos se ha incrementado en 50%, en los últimos cinco años, sin embargo, ello implica una explotación más rápida de reservas ya conocidas y no así de nuevos descubrimientos de gas natural o petróleo, señaló la Fundación Jubileo al evaluar 10 años del Decreto de Nacionalización No. 28701, de Hidrocarburos en Bolivia.

EXPLORACIÓN

El documento, publicado por la Fundación, sostiene que el mencionado decreto y las políticas implementadas en los últimos 10 años no han creado las condiciones para impulsar la actividad exploratoria, esto afecta la sostenibilidad de ingresos fiscales a largo plazo, así como la posición de Bolivia para la gestión de nuevos mercados o la renegociación de contratos, como el suscrito con Brasil, que concluye el año 2019, indicó.

RENTA PETROLERA

La Fundación apreció también las políticas públicas que, en su criterio, no han sido bien orientadas en lo referido al uso y destino de la renta petrolera, considerando que no se ha avanzado en la diversificación de la economía y se mantiene la dependencia de la renta petrolera tanto en temas económicos como sociales.

PACTO FISCAL

El estudio de Jubileo refiere en relación al denominado Pacto Fiscal, que sería el escenario adecuado para debatir un nuevo régimen fiscal que, para el caso de los hidrocarburos, permita dar sostenibilidad a la actividad exploratoria, además de definir una mejor distribución, uso y destino de la renta hidrocarburífera.

domingo, 19 de junio de 2016

Los vaivenes del mercado argentino para el gas boliviano


Las noticias provenientes de Argentina sorprendieron. De acuerdo con la reguladora estatal Enargas, el país vecino ha ingresado a una etapa de racionamiento del gas natural para las industrias, con el fin de no limitar el carburante para los hogares y los centros de salud, en un período caracterizado por las bajas temperaturas.

Según Enargas, la falta del energético se debe a que ha caído el volumen de gas importado de Bolivia. YPFB ha informado, dijo la reguladora, que reducirá el envío, correspondiente al contrato binacional de compraventa, en cinco millones de metros cúbicos al día (MMmcd), porque debe privilegiar el acuerdo con Brasil.

Aunque las autoridades no precisaron las cifras, el contrato de largo plazo estipula que a partir de mayo de 2016 el volumen enviado responde a un rango de entre 19 MMmcd, como mínimo, y 23 MMmcd, como máximo. El recorte anunciado por YPFB equivale al 26%. Ante la emergencia, Argentina se ha visto obligada a comprar gas de Chile, que a su vez lo adquiere bajo la forma de Gas Natural Licuado del mercado spot o de barcos metaneros, aunque a un mayor precio que el establecido en el contrato binacional, lo cual ha desatado críticas al gobierno del presidente Mauricio Macri.

La respuesta del ministro argentino de Energía, Juan José Aranguren, a la crítica sobre la diferencia de precios entre el gas chileno y el boliviano ha sido interesante: dijo que no se puede comparar el precio de lo que hay y está disponible –el gas chileno- con lo que simplemente no hay.

En el país, la noticia ha reactualizado la polémica previa a la firma del contrato con Argentina, en 2007, sobre si las reservas y la producción actual de gas son suficientes para abastecer la demanda global del energético.

El mercado argentino
La firma del contrato de compraventa con Argentina, con una duración de 20 años, no era una mala noticia, aunque surgieron voces en sentido de que se trataba de un acuerdo más político que técnico, precisamente porque las reservas probadas no eran suficientes para satisfacer simultáneamente los volúmenes demandados por los dos grandes mercados de la región.

Pero el incumplimiento es de ambos lados de la frontera. Y tienen que ver con los volúmenes entregados menores que los establecidos, la demora en los pagos de la factura trimestral y los retrasos en el tendido del Gasoducto del Noreste Argentino, el GNEA, que según un estudio del gobierno argentino, según se conoció esta semana, no tiene ni estudio de factibilidad; el GNEA es clave para el contrato de compraventa, aunque hasta 26 MMmcd del energético nacional pueden llegar a ese mercado mediante el gasoducto de la Transportadora de Gas del Norte.

Según el exministro de Hidrocarburos, Guillermo Torres, entrevistado por Página Siete, el GNEA nunca avanzó por una suerte de suspicacia en las reservas probadas del país. Lo que da pábulo a pensar que los argentinos no invertirán en un millonario tubo que no tiene un volumen seguro de carburante para transportar y que si bien, como en todo contrato, está comprometida la voluntad de cumplirlo también hubo algo de cálculo "político”.

El desaparecido presidente argentino Néstor Kirchner, después de la "nacionalización” de los hidrocarburos del 1 de mayo de 2006 y antes de la firma del contrato de compraventa, pidió a Evo que si las transnacionales petroleras no invertían en Bolivia, alzara el teléfono para que la estatal Enarsa comenzara a explorar y producir gas en Campo Margarita, que envía todo el energético extraído al país vecino.

Según un documento de balance del gobierno argentino, la estatal Enarsa dejó de pagar las facturas trimestrales en julio de 2015; en diciembre de ese año la deuda por el gas importado llegaba a 377 millones de dólares. Sin embargo, todo se puso al día, según YPFB, en marzo de este año.

Menos gas
El Estado, para cumplir con sus dos principales contratos y la demanda del mercado interno, actúa como un equilibrista. Ya no es un secreto que si Brasil y Argentina demandaran el volumen máximo de cada contrato – 30 MMmcd y 27 MMmcd, respectivamente- no habría modo de cumplir y menos si se agregara el energético que precisan las termoeléctricas, las industrias y las redes de gas domiciliario del país.

En las nominaciones o programación de la demanda, se sisa a Brasil, si pide menos debido a la mayor actividad de sus hidroeléctricas, para aumentar la corriente de exportación a Argentina aunque sea temporalmente, pero muy raras veces ocurre lo contrario; el primer contrato se cumple religiosamente. Es raro que en el mundo empresarial se pacte la venta de lo que no se tiene, pero puede que sea posible para los políticos.

El problema de fondo es el de siempre: hace falta descubrir –o probar, en el argot petrolero- reservas en un país que no da señales contundentes de seguridad jurídica. La situación podría cambiar con una modificación constitucional, pero esto tendría un alto costo político que al parecer nadie está dispuesto a asumir.

Lo nuevo es que, según un reporte de la Gobernación de Tarija, el megacampo San Alberto ha comenzado a declinar. Hace tres años entregaba 12 MMmcd y hoy sólo 6 MMmcd. Por supuesto que hay un factor de agotamiento, lo cual es natural y comprensible, y otro de sobreproducción, según expertos, que es más bien el resultado de lo que no hace un buen lechero: producir más leche con el mismo número de vacas. En este caso, tres "vacas”: Sábalo (San Antonio), San Alberto y Margarita.

El panorama se complica más si se considera la inminente negociación de un nuevo contrato con Brasil y la puesta en marcha de las dos plantas petroquímicas.

En suma, Bolivia necesita producir más gas, pero hasta ahora no lo ha logrado. ¿Tendrá éxito hasta 2019?