miércoles, 30 de noviembre de 2016

La OPEP acuerda recortar la producción de crudo por primera vez en ocho años



La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) logró este miércoles tras intensas negociaciones un acuerdo para recortar la producción de crudo por primera vez en ocho años y estimular al alza los precios.

El cártel reducirá la producción en 1,2 millones de barriles diarios (mbd) hasta un total de 3,2 mbd, indicó la organización en Viena tras intensas negociaciones que provocaron una gran volatilidad de precios en las últimas horas.

El acuerdo también incluye a países que no forman parte de la organización, como Rusia, que ya anunció un recorte de producción de 300.000 mbd.

La OPEP buscaba desde hace meses un acuerdo para hacer frente a la caída del crudo, ahora en menos de 50 dólares el barril cuando hace dos años todavía llegaba a los 100.

Tras el anuncio, el Brent para entrega en enero subía casi cuatro dólares, superando los 50 por primera vez en un mes. Por su parte el barril de WTI se negociaba a 49,21 dólares (+$3,98).

Venta abierta de gas natural YPFB apuesta a empresas brasileñas para exportar

En un giro anticipado, el Gobierno decidió apostar a empresas privadas para exportar gas al Brasil, a partir de 2019 y mirar a distancia a Petróleos Brasileños (Petrobras), cuando existe un compromiso del vecino país para recibir, a partir de ese año, alrededor de 15 millones de metros cúbicos de gas natural (MMcd), es decir, un 50 por ciento menos de los volúmenes acordados entre estados (contrato GSA) para el mercado vecino.

DIVERSIFICACIÓN

“Esa es la línea, diversificar el mercado, no solo vender gas, sino sus derivados, como es la energía eléctrica para exportar”, afirmó ayer el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez. Para demostrar que existe un cambio en la estrategia boliviana, desde hoy miércoles, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) venderá 2,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural a la Empresa Productora de Energía LTDA (EPE) de Brasil, a un precio superior en 15% al contrato de Enarsa - Argentina.

CONTRATO

En este sentido, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, y el representante de la Empresa Productora de Energía LTDA, Rodrigo Zúniga de Melo Sousa, suscribieron ayer, martes, el contrato interrumpible de compra venta de gas natural, en acto que fue presenciado por el Ministro Sánchez.

PETROBRAS

La posibilidad de que Petróleos del Brasil (Petrobras) vuelva a renegociar un nuevo contrato en firme de exportación de gas natural, similar al que expirará en 2019, parece más lejano, así por lo menos estableció el ministro Sánchez cuando ante una consulta de EL DIARIO.

Acerca de una nueva estrategia boliviana de exportación del energético respondió el ministro que habrá dos situaciones: Primero, que no existe certidumbre si la estatal brasileña del petróleo “será comprador del 50 o 100% del gas” y, segundo, que está indefinición “abre una oportunidad de vender nuestro gas a empresas privadas”.

Sánchez fue incluso más allá y reveló: “Petrobras está preparando una nueva normativa (para exportar gas) y nosotros tenemos nuestra propuesta (vender gas a privados con contratos interrumpibles)”.

INFRAESTRUCTURA

De cualquier forma lo importante es que “Bolivia se constituya en un sitio geográfico importante, tiene infraestructura, tiene las reservas y hay un déficit energético en la región, porque la demanda crece y la oferta disminuye”, señaló el ministro Sánchez.

Sobre la base de estos antecedentes, el ministro repitió más de una vez: tenemos grandes oportunidades, bajo esta nueva modalidad, no solo de vender gas al Brasil, sino también, al “Perú, a la propia Argentina y a Paraguay”, a través de empresas privadas.

ELECTRICIDAD

La Empresa Productora de Energía LTD (EPE) de Brasil importará gas natural para la termoeléctrica de Cuiabá hasta 2019. Pagará un promedio anual de $us 140 millones, que, al final del acuerdo, dejará para el Estado ingresos por $us 556 millones, aseguró el ministro Sánchez.

PRECIOS

“Hoy, el mejor contrato que tiene Bolivia es Enarsa y el precio que estamos acordando con EP es 15% más que el precio de Enarsa”, recalcó.

Actualmente, el contrato de venta de gas boliviano a Argentina, firmado con Enarsa, establece un precio de 3,93 dólares por millar de BTU (Unidad Térmica Británica); mientras que el costo fijado con la brasileña EPE es de 4,52 dólares por cada millar de BTU, precisó cifras, a modo de hacer comparación de beneficios para el Estado. El nuevo contrato durará cuatro años.

DISPONIBILIDAD

Por su parte, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, dijo que la exportación del volumen pactado comenzará este miércoles y corresponde a las disponibilidades de producción presente del hidrocarburo, que supera los 60 millones de metros cúbicos por día.

“Es una disponibilidad de producción que tenemos, las nominaciones (demanda) de Argentina y de Brasil, están en el rango contractual, pero están en volúmenes por debajo del máximo, esto nos da la posibilidad de garantizar la posibilidad de disponer de nuevos clientes, como la empresa EPE”, aseguró.

sábado, 26 de noviembre de 2016

San Alberto producirá gas 12 años más, según el Gobierno

El Gobierno calcula que los megacampos de San Alberto y Sábalo, ambos en Tarija, producirán gas natural durante 12 y 20 años más, respectivamente, y negó que haya sobreexplotación.

"Tenemos proyectado que el campo Sábalo produzca hasta 2036 y San Alberto 12 años más.

Hemos puesto un sistema de compresión en ambas plantas para mantener un plateau (nivel de producción) para que su explotación sea razonable”, informó ayer el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, en una entrevista con radio Patria Nueva.

Además, descartó que haya una sobreexplotación de parte de la operadora Petrobras, como denunció el senador de Unidad Demócrata, Óscar Ortiz.

Según Sánchez, la capacidad de procesamiento de la planta de Sábalo es de 780 millones de pies cúbicos día (MMpcd), pero en toda la historia de su explotación no se alcanzó ese nivel, el máximo registrado es de 670 MMpcd.

"Eso demuestra que se realizó una explotación racional. Si hubiera sido irracional, se podría haber sobrepasado esa capacidad de procesamiento”, dijo.

Además, mencionó que los campos de San Alberto y Sábalo y todos los productores tienen medición de presión en el fondo del pozo, que se controla cada segundo. Esto permite que no entre agua y se ahoguen los pozos.

Paralelamente, señaló que estos campos, en el caso de San Alberto, ya está en producción 16 años y Sábalo tiene 14 años.

"En la historia del mundo no hay reservorios naturalmente fracturados que tengan estos años de exploración. Además el factor de recobro proyectado para ambos campos están en 55%, mientras que en todo el mundo este tipo de reservorios no han sido explotados o recobrados al 50%”, comparó.

A la fecha, Sábalo tiene una recuperación de 2,7 trillones de pies cúbicos (TCF) y San Alberto 2,3 TCF, a futuro se prevé recuperar alrededor de ocho TCF en ambos yacimientos.

El aporte de San Alberto

El matutino Nuevo Sur de Tarija publicó que la empresa Petrobras cerró el pozo X-9 de San Alberto tras haberse agotado el gas natural. Este pozo fue uno de los principales en los últimos años y del cual se enviaron ingentes volúmenes de gas natural, especialmente a Brasil.

El ingeniero Gustavo Navarro, que reside en Tarija, explicó a Página Siete que el cierre del mismo ya estaba anunciado desde hace tiempo, debido a su agotamiento natural.

"Hace tiempo ya se había anunciado sobre la pérdida natural, debido a que cayó la presión. El campo San Alberto empezó con una producción de 12 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural y a la fecha redujo al 50%”, recalcó.

Sugirió al Gobierno encontrar nuevos proyectos que subsanen la pérdida actual que se tiene en la región, con el fin de que la producción de gas en el país no disminuya y que a la fecha está en un promedio de 56,5 MMmcd.

La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 comenzó en 1988.

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

San Alberto fue el escenario del anuncio del Decreto de Nacionalización de Hidrocarburos, en 2006.

Su aporte en la producción de gas natural del país significó el 31%, pero en la actualidad sólo es del 13%; es decir que produce seis MMmcd (ver gráfica).

Las reservas de gas natural en el yacimiento fueron descubiertas en 1990, a una profundidad de 4.319 metros en la formación Huamampampa.


Los megacampos ya alcanzaron su vida útil

Punto de vista
Hugo del granado Experto en hidrocarburos


Se tiene estimado, de acuerdo con la producción actual para ambos campos, alrededor de 10 años de vida útil en cada uno. Sábalo produce más que San Alberto.

La declinación del megacampo San Alberto es mucho mayor que Sábalo debido a que el primer pozo de San Alberto, el X-9, fue cerrado, era el principal y dejó de producir.

Sobre el nivel de producción, el Ministro (Luis Sánchez) habla de implementar sistemas de compresión para mejorar el factor de recobro, mantener el plateau, pero el plateau de producción, que es el límite superior que se alcanza y se estabiliza por cierto tiempo, antes de empezar a declinar un campo, ya alcanzó su límite. Por lo tanto, los campos empezaron a declinar.

Lo único que se puede hacer para que la declinación sea más prolongada y dure más tiempo antes de ese agotamiento, son sistemas adicionales, como la recuperación secundaria y el reforzamiento de niveles de presión.

YPFB amplía la reducción de sueldos en las subsidiarias



La crisis derivada por la caída del precio internacional del petróleo profundiza su impacto en las planillas de los trabajadores de las subsidiarias de la estatal YPFB Corporación.

El vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB, Gonzalo Wilmer Saavedra, admitió que se aplica una intensa política de austeridad orientada a reducir costos en las subsidiarias, lo que implica dejar de contratar algunos servicios, además de personal con el objetivo de optimizar los procesos. “Chaco ya ha vivido este proceso, ha tenido una reducción salarial de manera consensuada y esto tiene que suceder en todas las empresas”, dijo Saavedra al no descartar una posible fusión entre YPFB Chaco y Andina.

Aclaró que ello dependerá de los niveles de decisión de la casa matriz. YPFB tiene más de 5.000 trabajadores.

En los últimos cinco meses se han registrado más de una veintena de cambios de ejecutivos y mandos medios en las subsidiarias de YPFB Corporación, hay amenazas de retirar a trabajadores por la fusión de las subsidiarias YPFB Transporte, YPFB Transierra y GTB, y persisten las renuncias de algunos ejecutivos. El último caso se dio ayer con la renuncia de Roland Ponce Fleig a la gerencia general en YPFB Transierra.

Por otro lado, el directorio de YPFB Chaco se alista a considerar el 2 de diciembre la venta de una acción de las empresas Flamagas S.A. y de la Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo, según un comunicado de la Bolsa Boliviana de Valores (BBV).

En el caso de YPFB Andina, se inició el reajuste de la escala salarial de los trabajadores, además de aplicar una nueva estructura organizacional. Sin embargo, las modificaciones salariales se sujetan a la aceptación y consentimiento voluntario de la parte laboral. Es decir, se trata de un despido indirecto.

Se conoció que se cursó más de un centenar de convenios individuales por ajuste salarial y manifestación de conformidad a los trabajadores. Al momento una decena de trabajadores rechazaron el recorte y otros analizan su permanencia.
Un documento al que tuvo acceso EL DEBER revela que la empresa decidió aplicar un nuevo haber básico a partir del 1 de septiembre de este año.

También expresa que la compañía procederá con el pago de la indemnización por la diferencia por concepto del ajuste sobre su haber básico, de acuerdo al tiempo de servicios prestados, excluyendo los quinquenios ya cobrados.
Se refleja que todo estará enmarcado en las normas laborales en vigencia. El pago no afectará la antigüedad laboral acumulada que posee el trabajador.

Se hace notar a los afectados que en caso de no aceptar el nuevo haber básico, se deben acoger al retiro indirecto previsto en la ley.
Consultado el asesor legal de la Dirección Departamental de Trabajo, Aníbal Melgar, admitió que el caso es de su conocimiento. Indicó que se trata de un despido indirecto y que el funcionario que no esté de acuerdo con el reajuste debe recibir todos los beneficios de acuerdo a ley.
En medio de esta situación, ayer los trabajadores de Flamagas (89) hicieron una protesta en demanda de estabilidad laboral. YPFB garantizó la estabilidad laboral.
Se buscó a los dirigentes sindicales de las empresas, pero no fueron contactados

viernes, 25 de noviembre de 2016

Samsung Bolivia suma denuncias



La empresa nacional Serpetbol denunció que la surcoreana Samsung Engineering Bolivia, que construye la planta de urea y a la que demandó por estafa, ofrece dinero a extrabajadores suyos a cambio de que inicien un proceso a la misma Serpetbol por beneficios sociales.

El gerente de la empresa de Servicios Petroleros Bolivianos SRL (Serpetbol), Rodrigo Virreira, explicó que su empresa debe dinero a sus extrabajadores justamente debido al incumplimiento de pago por parte de Samsung.

“Al presente, hemos tomado conocimiento de que Samsung estaría llegando a un acuerdo con los extrabajadores de Serpetbol, en el cual se comprometen al pago del 50 por ciento de los reclamos salariales, bajo el compromiso extorsivo de que los trabajadores demanden a Serpetbol y retiren toda demanda a Samsung”, dice un documento firmado por Virreira y dirigido a los fiscales que llevan adelante el caso.

Serpetbol fue subcontratista de Samsung desde 2013. El conflicto surgió porque la firma surcoreana se negó a modificar el contrato para incorporar recursos para el pago de incremento salarial y doble aguinaldo de al menos 1.500 trabajadores. Después se comprometió a pagar, pero no cumplió.

En la nota presentada a los fiscales, Virreira adjunta un acta firmada por representantes de Samsung y extrabajadores de Serpetbol en la que se evidencia la supuesta extorsión, lo que califica como una prueba clara y contundente del delito de estafa.

El acta membretada lleva los logos de Samsung y de YPFB Corporación; sin embargo, Virreira considera que la estatal boliviana no conoce estos hechos.

Los Tiempos pidió una postura oficial a la Unidad de Comunicación de YPFB, pero no hubo respuesta hasta el cierre de edición.

Asimismo, asegura que Samsung usa la “extorsión” en otros casos, puesto que, además de Serpetbol, existirían otras empresas que fueron subcontratistas y que terminaron perjudicadas. Virreira considera que estas empresas no iniciaron procesos judiciales para evitar una posible ejecución de sus boletas de garantía.

El ejecutivo informó que a raíz de este conflicto que involucra indirectamente a varias empresas, la Cámara de Industria y Comercio (Cainco) y la Cámara de la Construcción de Santa Cruz (Cadecocruz) manifestaron su respaldo total.



LENTITUD EN PROCESO A SAMSUNG

En el marco del proceso judicial a Samsung, se programaron tres audiencias, pero no asistieron ni los dos ejecutivos de Samsung ni los dos responsables del proyecto. “Todas las veces que se los ha citado se han burlado y se han ido del país, ahora entiendo que están de vuelta y creo que tendrían que declarar”, manifestó el gerente de Serpetbol, Rodrigo Virreira.

Explicó que la próxima semana debe pronunciarse el Fiscal de Distrito de Santa Cruz respecto al caso y entonces se conocerán los procedimientos a seguir. Serpetbol no descarta pedir mandamiento de aprehensión para los funcionaros de Samsung, en caso de que vuelvan a ausentarse a la próxima audiencia.

Según Virreira, la solicitud de ejecución de boletas de garantía fue el peor daño a Serpetbol, puesto que tuvo que vender de activos fijos familiares ante el temor del banco garante. Serpetbol presentó pruebas ante la empresa aseguradora demostrando que no había incumplimiento y no correspondía ejecutar boletas.


sábado, 19 de noviembre de 2016

Serpetbol insiste en juicio penal contra Samsung

La empresa Serpetbol entabló en julio pasado una demanda penal contra la surcoreana Samsung Engineering Bolivia S.A. que construye la planta de urea y amoniaco, en Bulo Bulo, por un daño causado de 12,4 millones de dólares, según su gerente Rodrigo Virreira. En el proceso se arguye que Samsung cometió estafa, extorsión y fraude con la operadora nacional a la que subcontrató desde 2013.

Virreira considera importante la intervención de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, puesto que la firma coreana se habría negado a modificar los contratos con Serpetbol para incorporar recursos destinados a incremento salarial y doble aguinaldo para 1.500 trabajadores, lo que suma un total de 1.569.410 dólares.

También está pendiente el pago por cambio en las condiciones del estudio de suelos y atraso en la entrega de la licencia ambiental son 4.390.297 dólares, por liberación de interferencias en las áreas de trabajo y retardo en la provisión de tuberías y cambio de ingeniería son 6.459.984 dólares, haciendo un total general de 12.419.692 dólares.

“Nos decían de que se trataba de Samsung, una empresa hipersolvente, que no desconfiemos y que lo pagarían, y así fue con todos los demás rubros”, indicó. Agregó que los ejecutivos de la firma asiática mostraban una actitud prepotente y discriminatoria.

Cuando llegaba el momento pactado, Samsung informaba que el jefe de contratos había sido sustituido y que había que iniciar la negociación desde cero. Este cambio de personal realizó cuatro veces, hasta que se extinguió el contrato entre las empresas. De ese modo, se materializa el delito de estafa, según Virreira.

Asimismo, Samsung habría incurrido en delitos de extorsión y fraude de seguro al amenazar a Serpetbol con “ejecutar las garantías si no se retiraban los reclamos” y como Serpetbol insistió, se ejecutó su boleta de garantía, ocasionándole serios problemas económicos y obligándole a vender sus activos fijos.

Según Virreira, la ejecución de garantías se realizó cuando las obras encomendadas a Serpetbol ya estaban concluidas, por lo que no correspondía hacerlo. “En 48 años de la empresa, nunca hemos visto este tipo de situaciones, semejante atropello, semejante chantaje, no sé ni qué nombre ponerle”, dijo molesto.

Explicó que los argumentos de Samsung para ejecutar las garantías fueron dos supuestos incumplimientos de parte de Serpetbol. El primero por un pago no efectuado debido a que tampoco recibió la cancelación solicitada a Samsung y el segundo incumplimiento tiene que ver con la construcción de una torre de enfriamiento que después presentó rajaduras. Según Virreira, dicha falla se dio a raíz de un inapropiado diseño, pues Serpetbol se limitó a hacer la construcción.

Ante esa situación, Samsung contrató a un perito externo para determinar la causa del problema y el resultado favoreció a la firma nacional, pero Samsung no aceptó y ni siquiera pagó por el servicio.

El proceso penal involucra a los ciudadanos coreanos Lee Byung-Doo Han Seong Min, representantes legales de Samsung; Jae Deok Ho, gerente de proyecto; Chang Ju Jeong, gerente de construcción; Frederic Maitre, jefe de sub contratos, y Omar Plata, gerente de contratos.



CON ANTECEDENTES

El gerente de Serpetbol, Rodrigo Virreira, señaló que este accionar de Samsung “es su modelo de negocio”. “La empresa opera y transfiere millonarias cifras a su casa matriz declarando pérdidas en el país de origen donde opera sus subsidiarias”, afirmó

Informó que, en los últimos días, las oficinas de Samsung fueron allanadas por la Fiscalía de Corea del Sur, en el marco de una investigación por supuestos delitos de corrupción a nivel mundial, mal manejo de influencias y otros.

En el proceso seguido por Serpetbol, los representantes de Samsung fueron citados tres veces a declarar y no se presentaron.

viernes, 18 de noviembre de 2016

Rusia y Qatar confirman presencia en foro que acogerá Bolivia en 2017



El Ministerio de Hidrocarburos ha confirmado que Qatar y Rusia han conformado su presencia en la 19ª. reunión de Ministros del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG) que se realizará en 2017 en la ciudad de Santa Cruz.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, se encuentra en Doha, donde se desarrolla desde ayer la 18ª. reunión de ministros del FPEG.

En un comunicado del Ministerio señala que el ministro del área, Luis Alberto Sánchez ha realizado una serie de reuniones con sus pares de los distintos países para invitarles a que participen en el FPEG.

Sánchez se reunió este viernes con el ministro de Energía e Industria de Qatar, Mohammed Saleh Al Sada, quien le aseguró su presencia para el próximo foro que se desarrollará en Bolivia.

Otro encuentro que sostuvo la autoridad energética fue con el ministro de Energía de la Federación de Rusia, Alexander Novak. Al concluir la cita, Sánchez confirmó que Novak adelantó que el presidente ruso, Vladimir Putin, podría participar en el encuentro energético que acogerá Bolivia.

El FPEG está conformado por Qatar, Argelia, Bolivia, Rusia, Irán, Egipto, Guinea Ecuatorial, Libia, Nigeria, Trinidad y Tobago, Venezuela y Emiratos Árabes, mientras que los Países Bajos, Irak, Omán, Perú y Noruega participan como observadores.

Los países que son parte del FPEG controlan el 42% del suministro de gas mundial, el 70% de sus reservas probadas, el 40% del suministro a través de gasoductos y el 65% del mercado mundial de gas natural licuado (GNL).

Venderán combustible a argentinos en la frontera



En el marco de la XV Reunión del Comité de Integración Fronteriza en Orán (Argentina), el embajador de ese país en Bolivia, Normando Miguel Àlvarez, anticipa que el Gobierno boliviano emitirá un decreto para autorizar la venta de combustible a ciudadanos argentinos que estén de paso a bordo de sus vehículos, según el diario El Tribuno.

El diplomático argentino dijo que el 2 de diciembre próximo se tendrá un encuentro bilateral en la ciudad de Tarija para firmar un convenio con ese fin.

“Ellos emitirán un decreto, por medio del cual obligarán a todas las estaciones a vender combustible a extranjeros", señaló Àlvarez en declaración a Radio Nacional Salta y publicada por el diario salteño.

Según el embajador que asistió a la reunión bilateral el pasado lunes en Orán, se armará un mapa en donde figurarán todas las estaciones de servicios en Bolivia, además de habilitarse un 0800-XXXX para que los argentinos denuncien si no les venden combustible.

Visitantes del vecino país ingresan a bordo de sus vehículos por Yacuiba y Bermejo con fines turísticos, pero cuando se les acaba la gasolina o nafta deben recurrir a ciudadanos bolivianos para que compren en bidón.

miércoles, 16 de noviembre de 2016

Recorte en la producción de OPEP corre el riesgo de ayudar a productores de esquisto de EEUU

¿Ha tocado fondo la producción petrolera estadounidense?

Contestar que sí es algo aventurado. Después de todo, los mercados petroleros siguen deprimidos. Algunos analistas muy populares incluidas la Agencia Internacional de la Energía y la OPEP creen que los volúmenes caerán tanto en 2016 como en 2017.

Pero las compañías sobrevivientes de la industria se resguardaron durante la crisis del crudo y ahora se están reagrupando. Los pronósticos anteriores que preveían una disminución de la producción estadounidense ahora parecen dudosos a la luz de las estadísticas recientes.

La perspectiva de estabilización en Estados Unidos complica las conversaciones entre los miembros de la OPEP conforme dan contenido a un acuerdo preliminar para reducir la producción. Los suministros de esquisto han creado un dilema para el cártel de productores, pues cualquier aumento del precio del petróleo podría poner a los productores estadounidenses de vuelta en el negocio.

Los datos de la semana pasada de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos mostraron que la producción de crudo alcanzó un promedio de 8.744 millones de barriles por día en agosto, 51.000 más que en julio y 404.000 más que lo que la agencia había previsto anteriormente para el mes.

El número de plataformas de perforación en el país aumentó en nueve la semana pasada hasta alcanzar 450, la cifra más alta desde febrero pasado, según la compañía de servicios petroleros Baker Hughes. La perforación es necesaria para mantener o aumentar la producción en las cuencas de esquisto.

Desde el 28 de septiembre, cuando los miembros de la OPEP se reunieron en Argel y sacudieron el mercado del petróleo al acordar reducir la producción por primera vez desde 2008, los precios del crudo estadounidense aumentaron desde menos de 45 dólares por barril hasta casi 52 el 19 de octubre. Luego, el West Texas Intermediate, la referencia estadounidense, cayó inmediatamente, cotizándose a 44,68 el lunes de la semana pasada.

Los productores estadounidenses aprovecharon el breve repunte para comprar seguros contra un mercado débil en 2017, dicen los analistas.

"La OPEP estaba tratando de apuntalar el precio del petróleo, pero sin querer ayudó a los productores estadounidenses", afirma Michael Tran, analista de energía de RBC Capital Markets.

Durante las pasadas tres semanas, las compañías petroleras han expresado optimismo sobre las perspectivas de la producción estadounidense.

Chevron, que posee grandes extensiones en la Cuenca Pérmica del oeste de Texas, dijo que su producción de esquisto ha superado las expectativas, y que ha aumentado en un 24 por ciento en el año hasta la fecha.

EOG Resources, uno de los principales productores independientes de petróleo, aumentó su tasa de crecimiento proyectada para 2017-20. William Thomas, director ejecutivo, dijo a los analistas en una llamada que las reducciones en los costos implicaban que con un precio de 50 a 60 dólares por barril, "ahora podemos crecer de 15 a 25 por ciento compuesto anualmente".

Otras compañías han estado analizando acelerar el ritmo al que están perforando los pozos, incluyendo Hess, una compañía de exploración y producción presente en la formación Bakken de Dakota del Norte, y Continental Resources.

Prácticamente todo el crecimiento de la producción en agosto pasado se produjo en aguas federales del Golfo de México, no en los yacimientos de esquisto en tierra. Un nuevo proyecto en aguas profundas era el yacimiento Gunflint de Noble Energy, que, según la compañía, comenzó a funcionar a mediados de julio y estaba operando a "tasas mayores de lo esperado".

El efecto del incremento del número de plataformas de perforación no debe ser exagerado, pues aún está muy por debajo del nivel existente durante el auge del esquisto y toma tiempo realizar nuevos pozos.

Aun así, la tendencia sube las apuestas para la OPEP conforme se acerca su próxima reunión formal el 30 de noviembre.


Brasil paga $us 3,2 y Argentina $us 3,9 por el gas al cierre de año

Este año, los precios de venta de gas natural cierran en 3,2 dólares por millón de BTU para Brasil y en 3,9 dólares para Argentina, según datos del portal Hidrocarburosbolivia.com.

Expertos anticipan que en 2017 los valores permanecerán en rangos mínimos.

Esos niveles son menores en 22% para Argentina, en relación con trimestre octubre, noviembre y diciembre de 2015, cuando registró cinco dólares el millón de BTU (Unidad Térmica Británica), y en 27,3% menos para Brasil que alcanzó 4,4 dólares (ver gráfica).

Los precios se ajustan cada tres meses en función de las fórmulas negociadas en los contratos de compraventa y que tienen como referencia la cotización de derivados del petróleo.

Para el siguiente año, en el Presupuesto General del Estado (PGE), el Gobierno calcula que entre enero y marzo la cotización para el mercado brasileño alcanzará los 2,96 dólares el millón de BTU y cerrará el cuarto trimestre en 3,25 dólares (ver info).

Para la venta a Enarsa, el precio para el primer trimestre de 2017 las proyecciones del PGE revelan que iniciará con 3,82 dólares y se prevé un 3,93 dólares para octubre, noviembre y diciembre.

El petróleo cerró ayer en alza estimulado por rumores alentadores sobre la OPEP y tras haber alcanzado en la sesión previa sus menores valores desde el verano boreal. El barril de ligth sweet crude (WTI) quedó en 45,81 en el mercado de Nueva York.

Las perspectivas

El analista Francesco Zaratti explicó que lo nuevo en el panorama energético mundial es la elección de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos, esto traerá dos efectos opuestos.

"Por un lado, si se mantiene la promesa electoral de dar mayor apoyo a la industria del carbón, se inyectará más gas al mercado de EEUU. Paralelamente, las políticas proteccionistas que el nuevo Presidente piensa aplicar pueden reducir la oferta de LNG en el mundo. En todo caso, con un menor demandante y ofertante, las cosas no deberían cambiar mucho, de modo que el precio del crudo seguirá entre 40 y 60 dólares el barril. Esas no son buenas noticias para Bolivia”, dijo.

Ante este panorama sugirió al Gobierno cumplir con sus compromisos de envíos para mantener la confianza con sus clientes; explorar más campos de gas, para asegurar un contrato en firme con Brasil a partir de 2019.

Convertir la matriz energética del mercado interno a energías renovables y dejar los costosos megaproyectos energéticos, porque, dijo, no nos llevan a ningún lado.

El experto Bernardo Prado anticipó que para el siguiente año los precios no son tan alentadores, ya que la caída de la cotización del petróleo es constante y hasta la fecha no da señal de que esto se vaya a revertir.

Consideró que la tendencia a la baja aún permanecerá en el mediano y largo plazo, panorama que afectará los ingresos del país.

"Tenemos que acostumbrarnos a la idea de que el barril se mantendrá en un rango bajo, esto implica y tiene serias consecuencias en relación con los ingresos del país que percibe por la exportación de gas. Lo que tiene que hacer el Gobierno para minimizar el impacto de esta caída es buscar alternativas que nos permitan paliar (caída) por ejemplo con recorte de bonos como el Juancito Pinto, Juana Azurduy u otros, que representan costos elevados”, sostuvo Prado.

Además, los ingresos ya no pueden ser destinados por ejemplo en la construcción de canchas de fútbol, sino que los recursos deben priorizarse a otros proyectos.

"Hay que ajustarse el cinturón para retomar esa bonanza que se tenía hace pocos años, vemos que la economía no estaba blindada como se decía. No creo que se dé un incremento en el precio del petróleo”, agregó.

Para Hugo del Granado, el PGE 2017 estima que los precios de exportación subirán todo el año, porque considera el incremento observado entre el tercer y cuarto trimestre de este año.

Por ejemplo, calculan que para Brasil subirá hasta llegar a 3,25 dólares en 2017 y para Argentina alcanzará los 3,93 dólares.

"Las perspectivas de ascenso de precios en el mercado internacional son dispares con predominio de opiniones pesimistas, porque la sobreproducción persiste y la demanda no se activa. Lo más probable es que se sitúe por debajo de 45 dólares el barril, lo que significaría que los precios del gas no subirán, sino que permanecerán en el rango más bajo de la estimación del PGE”, explicó Del Granado.

Es necesario, según el experto, eliminar las ineficiencias en las empresas del Estado, suprimir las duplicidades, recortar gastos superfluos, postergar proyectos prescindibles y cancelar los que pueden ser asumidos por el sector privado.

Si se continúa con la inercia y no se asumen medidas anticrisis, el déficit fiscal y comercial continuarán creciendo, advirtió.


"Política de Trump hará caer cotizaciones”


La estrategia del presidente electo Donald Trump en materia de política energética, en favor de reimpulsar la producción estadounidense de petróleo, gasolina y carbón podría hacer caer los precios, advirtieron analistas a AFP.

A diferencia de su predecesor Barack Obama, que priorizó las energías renovables, el próximo mandatario promete relanzar la extracción de carbón y facilitar aún más la explotación de combustible fósil.

Trump también garantizó eliminar las leyes que limitan el fracking, apoyar la construcción del oleoducto Keystone XL entre Canadá y EEUU que Obama bloqueó, permitir la explotación de más áreas y acabar con la ley sobre la contaminación atmosférica.

Los expertos como Greg Wetstone, presidente del consejo de EEUU sobre energías renovables, y Sam Ori, director del instituto de estudios energéticos de Universidad de Chicago, anticiparon que esta estrategia puede exacerbar la actual superproducción mundial.

Los contratos

Exportación Actualmente, YPFB y la argentina Enarsa tienen un contrato de compraventa de gas que vence en 2027, cuando el volumen llegará a 27 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Este año el promedio enviado a ese mercado fue de 16 MMmcd.
Acuerdo Con Brasil también se mantiene un contrato por el envío de gas, con un volumen máximo de 30,08 MMmcd. No obstante, el 5 de este mes el nivel de volumen enviado se redujo a 25,1 MMmcd, de acuerdo con el reporte diario del YPFB Transporte.



YPFB restaura vegetación en parque natural


Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) logró una inédita revegetación de 165 kilómetros en el tramo del gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol), que atraviesa el Parque Nacional Kaa-Iya del Gran Chaco.

“El trabajo duró aproximadamente cuatro años, de los cuales dos han sido trabajo de campo y dos trabajo de gabinete. La metodología utilizada permitió una supervivencia de arbolitos plantados por encima del 80%”, afirmó el consultor de Gas TransBoliviano (GTB), René Guillén Villarroel, quien dirigió el proyecto ambiental.

A juicio del líder del proyecto, el trabajo de revegetación asistida realizado en el Parque Nacional Kaa-Iya es inédito.
“De lo que tengo conocimiento y de toda la información bibliográfica que he podido recabar, en ningún lugar del país se ha hecho un trabajo similar, incluso en Sudamérica, ni siquiera hay un documento similar a éste”, mencionó.

El estudio de reposición de la vegetación del gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol) se encuentra en el Parque Kaa-Iya y ocupa una franja de 165 kilómetros de largo por 13 metros de ancho.

El proyecto estudio de estructura y composición florística de bosques naturales.
También se estudió la estructura y composición florística de etapas de regeneración natural de bosques en la brecha del gasoducto.

Finalmente, se realizó la revegetación asistida en el gasoducto mencionado.

lunes, 14 de noviembre de 2016

La industria del gas natural pasa por momentos difíciles

Las energías renovables (eólica y solar) ya no son más "aspirina para el cáncer” como se las solía denominar. Hasta hace unos dos a tres años, ese era el denominativo que prevalecía para estas energías por sus todavía muy altos costos e intermitencia para generar energía eléctrica. Es decir, no se pensaba que impactarían la matriz energética mundial en el largo plazo de 30% petróleo, 30% gas natural, 30% carbón y 10% otras energías.

Irrumpen las renovables
Empero, impulsadas por una muy drástica reducción de costos por mejoras en tecnología y políticas públicas para favorecer su uso, las renovables han irrumpido con mucha fuerza en el panorama energético de las naciones. Según datos de la Agencia Internacional de Energía, el 2015 es la primera vez que el crecimiento de capacidad de generación de energía supera en crecimiento a la capacidad de generación de energía de carbón. Se instalaron 49 GW fotovoltaica y 63 GW de eólica en 2015.

Europa es ya un mar de paneles solares y molinos de viento que dan energía intermitente y deben ser respaldadas por energía térmica (proveniente de gas natural, carbón o derivados de petróleo) o nuclear. Francia no ha eliminado sus centrales nucleares que sirven de respaldo para las energías renovables en Europa, así como gas natural proveniente de Rusia y por GNL de varias partes del planeta.

Varios países asiáticos están en el mismo camino, y según se reporta, en China se instalan dos molinos de viento cada hora. América Latina está en la misma senda, donde Uruguay, Costa Rica y más recientemente Chile, Argentina y México han hecho importantes avances para incorporar abundante energía renovable a precios competitivos (entre 40 y 70 dólares / MWH). Lo anterior sin necesidad de subsidios y / o mecanismos de feed in tariffs.

En Chile, en la reciente licitación de energía, las renovables han dejado a un lado la generación térmica a gas natural que estaba prevista. No se pudo competir con GNL importado. Argentina este 2016, ha adjudicado 1.000 MW de renovables y va por 600 MW adicionales hasta antes de fin de año.

Debe quedar claro, amigo lector, que estas energías están compitiendo mano a mano en generación y tomando el mercado del gas natural en todo el planeta. Más aun, avanza con fuerza la generación distribuida con paneles solares y sistemas eólicos que se instalan en edificios, comercios y hasta en domicilios.

Poca adhesión a los acuerdos de la COP21
Generar con carbón es generalmente más económico que generar con gas natural. Sin embargo, el gas natural es mucho más limpio y debería tener políticas públicas para favorecer su uso con respecto al carbón. Vemos que los países al momento de tomar decisiones optan por energías más económicas, dejando de lado sus rimbombantes adhesiones al cambio climático y a los compromisos asumidos en París en la COP21. El pragmatismo económico y fomentar competitividad prevalece al momento de tomar decisiones.

Varios países asiáticos y China en particular siguen basando su desarrollo económico en base a carbón. Japón recientemente ha incrementado sus usos de carbón y está disminuyendo el de gas natural. En Europa hay una gran cantidad de centrales a carbón en operación y varias proyectadas. En Norte América, en cuanto el gas natural suba un poco de precio por la demanda, se reactivaran proyectos a carbón. América Latina es probablemente la región donde los proyectos nuevos a carbón son escasos (Guatemala, República Dominicana, Colombia y Brasil).

Precios del petróleo y sus derivados
La sustitución de gas natural por derivados de petróleo en el segmento transporte (GNL y GNC para automóviles maquinaria pesada, barcos, trenes, etcétera), que andaba viento en popa, también ha sufrido un fuerte impacto en su penetración por la drástica caída de los precios de petróleo.

En el lado de la oferta, Australia y Estados Unidos están incorporando al mercado una enorme cantidad de trenes de GNL, que con la reducida demanda estudiada, implicará bajos precios de este energético por varios años. Una cosa nos debe quedar clara, el GNL, por su flexibilidad, será apetecido para respaldar sistemas hidros, eólicos y solares que se vayan consolidando.

La industria del gas natural está bastante golpeada. Habrá que seguir tomando liderazgos y estrategias para seguir bajando costos, impulsar su demanda y utilización y exigir que se cumplan los compromisos asumidos para el cambio climático. Está en nuestras manos el hacerlo.

* Actual socio director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo

El petróleo no se acabará por el avance de nuevas energías

El petróleo no llegará a terminarse por la diversificación energética que se ha logrado gracias al avance de las energías renovables, además del rápido incremento de la eficiencia de los motores. Y esta combinación de factores según eleconomista.es, dejará al crudo en un plano menos visible en el escenario energético.

Justamente, el director financiero de Royal Dutch Shell, Simon Henry, ha reconocido que la demanda de petróleo tocará techo antes que la oferta. "Somos de la opinión que la demanda de petróleo alcanzará su techo antes que la oferta. Ese pico de la demanda puede llegar dentro de 5 o 15 años, y será por la eficiencia y la sustitución” del crudo como energía, destaca Henry.

Si las energías renovables y otras tecnologías como los automóviles eléctricos continúan su rápido avance, el uso del petróleo alcanzará su punto máximo en 2030, según ha pronosticado el Consejo Mundial de la Energía.

"Por primera vez, las compañías petroleras tienen que pensar seriamente en el futuro”, explica a su vez el analista de petróleo de Citigroup en Londres, Alastair Syme. Las petroleras que hace un par de años creían que "cada molécula de petróleo que producían tendría un mercado”, ahora se han dado cuenta de que sólo "pueden permitirse explotar los activos más competitivos”.

Shell, por ejemplo, está centrando su negocio en el gas natural e invirtiendo en nuevas energías como el hidrógeno y los biocombustibles. Henry asegura que aunque la demanda de petróleo comience a descender, Shell está muy bien posicionada para enfrentar la demanda de nuevas energías. Aún así, el escenario base de este gigante del petróleo es que durante décadas, el petróleo y el gas seguirán siendo una parte importante del mundo energético.

Descenso en las inversiones
Sin embargo, las inversiones en el sector se han reducido en los años recientes. La Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) estimó al comenzar la semana en más de 300 mil millones de dólares la caída de las inversiones en la industria petrolífera en 2015 y 2016, según finanzas.com.

La entidad incluso advirtió del riesgo de un inédito tercer año consecutivo de recortes. "Si el mercado y las condiciones financieras no mejoran, existe la clara posibilidad de que podamos ver un tercer año de recortes de inversiones”, señaló el secretario general de la OPEP, Mohamed Sanusi Barkindo, en la apertura del foro Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference (Adipec).

En la historia de la industria petrolera, nunca hubo una disminución consecutiva de inversiones de tres años, explicó.

Los precios del barril de crudo, entre mediados de 2014 y enero de 2015, cayeron cerca del 80%: de más de 100 a menos de 30 dólares. Barkindo recordó que este desplome -debido a una abundante oferta- ha llevado a la industria a reducir drásticamente sus gastos en exploración y producción.

Estas reducciones fueron "de cerca del 26% en 2015, y otro 22% es lo previsto para este año”, lo que en total "equivale a más de 300 mil millones de dólares”.

El secretario de la OPEP afirmó además que la demanda de "oro negro” del planeta subirá hasta 109 millones de barriles diarios (mbd) en 2040, desde los cerca de 93 mbd de 2015. La organización estima que el petróleo y el gas supondrán en 2040 el 53% del consumo energético del planeta. "Por supuesto, todo esto requerirá grandes inversiones ante los nuevos barriles que se necesitarán no sólo para aumentar la producción”, sino también para compensar la disminución de los yacimientos existentes, destacó.

Según los cálculos de los expertos de la organización, para satisfacer las necesidades energéticas previstas, sólo en el sector del petróleo habría que invertir en el mundo cerca de 10 billones de dólares hasta 2040, y otros 6 billones en gas.



Aumento de producción
El jueves, la AFP informó que los países al margen de la OPEP producirán más de lo previsto en 2017, lo que mantendría la oferta excedentaria si el cártel petrolero no se compromete a bajar su producción, según la Agencia Internacional de la Energía.

La OPEP produjo en octubre un nivel récord de 33,83 millones de barriles diarios (mbd), según la agencia. "Esto significa que la oferta mundial podría seguir creciendo en 2017, como sucedió en 2016”, afirmó. Por ello, el equilibrio del mercado dependerá de la decisión de la OPEP de reducir efectivamente la producción. En Abu Dhabi, el secretario general de la OPEP, Mohamed Sanusi Barkindo, aseguró el lunes que los catorce miembros del ente mantienen su voluntad de alcanzar un consenso para limitar su oferta conjunta de crudo en un nivel de entre 32,5 y 33 mbd en 2017.


Bolivia ante el reto de subir la producción y reservas

Las reservas probadas de hidrocarburos en Bolivia ascienden a 10,4 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) y la actual producción bordea los 58 Millones de Metros Cúbicos Diarios (MMmcd) de gas natural, volúmenes insuficientes para garantizar el nuevo contrato de compra y venta con Brasil en 2019. Por lo que el Gobierno a través de nuevas inversiones apunta a alcanzar 15 TCF y una producción de 74 MMmcd entre los años 2019 y 2026, así lo anunció el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

Inversiones asegurarán mercado. De acuerdo a la autoridad energética, el acuerdo entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petrobras por $us 1.200 millones para la exploración de los megacampos San Telmo y Astilleros en la zona sur del país, tienen recursos recuperables de 4 TCF y una producción de 14 MMmcd que ayudarán a lograr el objetivo de garantizar el nuevo contrato con Brasil.

"Si este proyecto fuera exitoso, son volúmenes muy importantes. Los últimos años hemos aumentado las reservas y la producción con fuertes inversiones en tiempo de crisis. Con estas inversiones estamos garantizando la renovación del contrato de compra y venta con Brasil más allá del 2019. Estimamos que en 2019 al 2026 produzcamos 74 MMmcd y tengamos una reserva mayor de los 15 TCF, que es la garantía para ampliar el contrato con Brasil", comentó Sánchez.

Con los nuevos acuerdos, el ministro de Hidrocarburos manifestó su disposición para que Petrobras se quede en el país por varias décadas más. "Entre los años 2000-2016 todos los contratos de servicios que tuvo Petrobras se ha producido un equivalente a 4,2 TCF y estos dos megacampos tienen esa misma potencialidad... Bolivia es un socio estratégico y confiable", finalizó.

Se priorizó los ingresos a través de la producción. Mauricio Medinaceli Monroy, investigador de la Fundación Milenio, indicó que la política hidrocarburífera de los últimos 10 años se caracterizó por la maximización de ingresos para el Estado y muy pocos incentivos para la exploración de hidrocarburos, debido principalmente a los precios favorables. Por lo que señala que la situación actual debe direccionarse a dos objetivos, abrir mercados y atraer inversión en exploración y explotación. "Como resultado de una política hidrocarburífera guiada de la forma previamente mencionada, gran parte de la inversión en el sector fue destinada a la explotación de reservas antes descubiertas. Ello se refleja en el comportamiento de dos variables: notable incremento en la producción de hidrocarburos y disminución en la tasa de recuperación de reservas de gas natural... quizás el primer paso importante, es la aprobación de una nueva ley de hidrocarburos orientada a la apertura de nuevos mercados y atracción de inversiones", dijo Medinaceli.

En tanto el analista en energía, Álvaro Ríos, agregó que la producción de los próximos años dependerá de "cuán fuerte" sea la declinación de los campos (San Alberto y San Antonio), si Incahuasi llega a aportar los 6,5 MMmcd en un año y si los mercados externos aumentan su demanda.

En PGE 2017
Precio del barril de petróleo estará en $us 45,2

Crudo. El Gobierno proyectó los ingresos del Presupuesto General del Estado (PGE) con un precio de referencia de $us 45,24 el barril de petróleo, valor similar al fijado para la presente gestión (2016) que es de $us 45 pero mucho menor al precio del 2014 donde llegaba a $us 74.

Actualmente el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) está en $us 42 registrando una leve caída cuando se conoció la victoria de Donald Trump.

El presupuesto consolidado para el próximo 2017 alcanza la suma de Bs 217.140 millones, monto menor en Bs 6.793 millones a comparación del año en curso.

sábado, 12 de noviembre de 2016

Informan que la producción de gas en Bolivia marcó un récord histórico

El pasado martes 8 de noviembre se logró una producción histórica de gas natural en Bolivia, informó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez.

“Los datos, las cifras lo demuestran, la producción de gas marcó ese día un récord histórico llegando a 61.248 millones de metros cúbicos día (MMmcd), lo que demuestra que la producción desde el 2006 va en ascenso y no como dicen algunas voces de que no hay”, remarcó.

Según la autoridad, además de la cifra histórica registrada el martes, también la producción de gas natural fue alta el día domingo, cuando llegó a 57.721 MMmcd, y el lunes, que alcanzó 59.167 MMmcd.

Todo “esto se produjo gracias a las inversiones en exploración y a las ampliaciones de las plantas de procesamiento”, remarcó Sánchez.

Asimismo dio a conocer que la Planta Margarita hizo el mayor aporte en esta producción con 17.529 MMmcd el primer día, 18.330 MMmcd el segundo y 18.761 MMmcd el tercero.

Entre tanto, la Planta Sábalo fue la segunda de mayor producción registrando más de 15.000 MMmcd.

La planta de San Alberto más Itau llegó esta semana a marcar su máxima producción de 6.662 MMmcd. “San Alberto es una de las más importantes producciones seguida de Incahuasi que recientemente entró en funcionamiento”, sostuvo.

“Actualmente, la producción total de gas está en el orden de los 60 MMmcd; hasta el 2020, se estima que la producción incremente hasta más de 70 MMmcd con el ingreso en operaciones de importantes proyectos que aportarán a contrarrestar el decaimiento natural de los campos y garantizar el abastecimiento del mercado interno y de exportación”, remarcó.

“Nuestra planificación y pronóstico de producción al 2020 es el siguiente: se sumará la ampliación de la primera fase de Aquío – Incahuasi hasta 10 MMmcd, su segunda fase que adicionará otros 6,7 MMmcd hasta el 2018. Ese mismo año el Sistema de Compresión del campo Sábalo aportará otros 2,7 MMmcd. El 2018, entrará en producción Boyuy, con 2MMmcd”, detalló el Ministro.

La cartera de proyectos de exploración, según la explicación de la autoridad, contempla más de 60 proyectos como Río Grande, Boquerón, La Peña-Tundy, El Dorado, Carohuaicho 8A, Yarará, Aguaragüe Norte, entre otros.

Asimismo, la autoridad enfatizó en que el trabajo del Gobierno, la nacionalización de los hidrocarburos permitió el incremento de la producción en un 100% porque en 2005 se llegaba sólo a los 30 MMmcd y actualmente se encuentra en el rango de los 60 Mmmcd.

En Bolivia existen 21 plantas de producción de gas: Margarita, Sábalo, San Alberto, Itaú, Río Grande, Yapacaní, Carrasco, Tacobo, Santa Rosa, Vuelta Grande, Percheles, La Vertiente, Colpa Caranda, Naranjillos, Sirari, Paloma, Tajibo, San Roque, El Porvenir, Incahuasi y Caigua.

Cabe recordar, que el pasado mes de octubre se marcó récord histórico de demanda interna al llegar a los 15,17 MMmcd, que se dio como resultado del cambio de matriz energética. “El 2005, la demanda del mercado interno de gas natural era menos de 4 MMmcd, el 2014 fue 10,3 MMmcd”, agregó Sánchez.

viernes, 11 de noviembre de 2016

Gobierno afirma que en 2019 se venderá más gas a Brasil con mejores precios



Bolivia venderá más gas a Brasil y con mejores precios en 2019, cuando se renueven los contratos de provisión de este energético, señaló el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez este viernes. La autoridad reveló que el valor supera en 15% el costo fijado con la Argentina.

“ Hay un interés de que Petrobras (la estatal petrolera del Brasil) no sea el único comprador y eso es apertura de mercado. Es de gran interés y oportunidad para el mercado boliviano porque nosotros negociaremos directamente con los consumidores, claro ejemplo es con la empresa J&F a partir de 2019. Hemos fijado un precio de nuestro gas el precio de la Argentina que es el precio más alto hoy que el Brasil más el 15%”, reveló Sánchez en una conferencia de prensa dictada en la localidad tarijeña de Villa Montes, al sur del país.

Brasil ha iniciado un proceso de reestructuración del mercado interno gasífero que contempla, entre otros aspectos, reducir la participación de Petrobras y abrir las oportunidades a los privados. Es en ese marco que el Gobierno avizora la firma de más contratos con la industria brasilera.

El precio de venta de gas firmado tanto con Buenos Aires como con Brasilia está indexado al precio internacional del petróleo WTI (West Texas Intermediate), por ello las cifras varían de acuerdo a las cotizaciones internacionales del crudo y no hay precio fijo.

El lunes 7 de noviembre, el presidente Evo Morales recibió la visita del ministro de Energía y Minas de Brasil, Fernando Coelho Filho, quien arribó a Santa Cruz de la Sierra para firmar convenios en el sector hidrocarburífero.

De ese encuentro surgieron nuevos compromisos contractuales en materia energética. “ Tenemos el compromiso, por ejemplo, de nuevamente exportar a Cuiabá con otro precio además de eso”, señaló el presidente Morales este viernes.

“ El ministro del Brasil ha asegurado que necesitan toda nuestra energía, todo nuestro ga s ” subrayó Sánchez. (11/11/2016)

El IDH y regalías en 2017 bajarán a niveles de 2006

En 2017, los ingresos por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) caerán en 22% y retornarán muy cerca de los niveles de 2006, año de la nacionalización de los hidrocarburos dispuesta por decreto supremo.

En 2005, gracias a la Ley de Hidrocarburos vigente, que no tuvo el respaldo del MAS en el Legislativo, se comenzaron a recibir por primer vez los recursos del IDH que llegaron a 2.328 millones de bolivianos, mientras que las regalías sumaron 2.344 millones de bolivianos.

Al año siguiente, el 1 de mayo, el Gobierno nacionalizó los hidrocarburos y al finalizar la gestión la recaudación del IDH sumó 5.498 millones de bolivianos y las regalías 2.991 millones de bolivianos, es decir un total de 8.490 millones de bolivianos.

Para 2007, en el Presupuesto General del Estado (PGE) el Gobierno prevé 5.730 millones de bolivianos de ingresos del IDH y 3.223 millones de bolivianos de regalías. En total se estiman 8.953 millones de bolivianos de fondos provenientes de la explotación y producción de gas y petróleo en el país.

Se trata de cifras casi similares a las de 2006, pese a que desde ese año gracias al incremento del precio internacional del petróleo los ingresos siempre estuvieron en ascenso. Los picos más altos se dieron en 2012 con 19.277 millones de bolivianos y en 2013 con 24.185 millones de bolivianos.

El expresidente del Banco Central de Bolivia (BCB) Juan Antonio Morales opinó que las cifras muestran básicamente el beneficio que tuvo el país en gestiones anteriores de los buenos precios del petróleo a nivel externo y ahora el descenso.

Esta situación perjudicará sobre todo a las regiones que reciben transferencias del IDH, ya que los recursos por hidrocarburos son su principal fuente de ingreso. Esto obliga a reducir gastos y ejercer mayor austeridad en todo el sector público, incluyendo a las empresas públicas.
Se debe cuidar -dijo- que el déficit fiscal no sea muy elevado.

El investigador de la Fundación Jubileo, Raúl Velázquez, explicó que los elevados ingresos por hidrocarburos en gestiones anteriores son producto del efecto precio.

Explicó que de un promedio de 3,5 dólares el millón de BTU (unidad térmica británica) que se tenía hace 10 años, se pasó a nueve dólares por las exportaciones de gas a Brasil y hasta 11,2 dólares hacía Argentina en 2012.

Los últimos años hubo también un incremento en la producción de gas desde los 39 millones de metros cúbicos día (MMmcd) hasta 60 MMmcd.

Este año se programó una oferta de 58,36 MMmcd, pero en 2017 sólo se incrementará en 1%.

De acuerdo con Velásquez, si se produciría mucho más, compensaría la caída de precios, porque Argentina demanda más gas, pero no se puede cumplir.

El déficit fiscal programado de 7,8% es "sano”, dice el Gobierno

El Ministerio de Economía aseguró ayer en una nota de prensa que el déficit fiscal programado de 7,8% del Producto Interno Bruto (PIB) para 2017 es "sano”, porque los ahorros del pasado y los créditos se usan para ampliar la capacidad productiva del país.

Según explicó el martes el ministro de Economía, Luis Arce, la brecha se explica por el cumplimiento del Plan Nacional de Desarrollo que contempla una agresiva inversión pública, que se financia con ahorro de gestiones pasadas y deuda externa.

En la administración central se estima un superávit (ingresos mayores a gastos) de 1,5%.
La fuente principal del déficit, de acuerdo con Economía, se encuentra en las entidades territoriales autónomas y las universidades con un 7,9%.

Esto debido a que sus ingresos se verán reducidos por efecto de la caída del precio del petróleo que afecta a las recaudaciones del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y regalías.

Para ejecutar sus proyectos de inversión, el Ministerio de Economía señala que deben usar sus saldos en caja y bancos.

En el PGE 2017 los ingresos corrientes llegarán a 137.057 millones de bolivianos y los gastos corrientes a 118.420 millones de bolivianos. " Los ingresos superarán ampliamente a los gastos, esto quiere decir que el déficit se genera por los gastos de capital o la inversión pública. Esto es positivo en la medida que se trata de un déficit sano”, precisa el Ministerio de Economía en una nota de prensa.

Los ingresos por regalías de hidrocarburos e IDH disminuirán en 23% en 2017 debido a la caída de precios del petróleo.

El precio del petróleo cerró ayer a la baja, 44,66 dólares

El precio del petróleo cerró en baja ayer en Nueva York, con los mercados preocupados nuevamente por la sobreoferta que había estado eclipsada durante algunos días por las elecciones de Estados Unidos.

El barril de light sweet crude (WTI) de referencia en Bolivia para entrega en diciembre perdió 61 centavos, hasta los 44,66 dólares en el mercado de Nueva York.

En Londres, el barril de Brent del mar del Norte para entrega en enero bajó 52 centavos y cerró a 45,84 dólares.

El mercado "salió de la volatilidad inducida por la elección de Donald Trump”, dijo Bart Melek de TD Securities.

"Estamos preocupados por la posible falta de consenso en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para reducir la producción”, añadió.

Los 14 miembros de la OPEP acordaron a fines de setiembre reducir la oferta asignando nuevas cuotas a cada país. El pacto definitivo está en fase de negociación y debería ser formalizado el 30 de noviembre en Viena.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) echó un balde de agua fría en el mercado al estimar ayer que los países ajenos a la OPEP producirán más de lo previsto el año que viene.

Si eso ocurre y la organización no reduce la oferta, ésta seguirá siendo excedentaria como ocurre desde 2014, anticipó la AIE.

La producción de los países terceros crecerá 0,5 millones de barriles diarios en 2017, hasta 57,2 millones, es decir, 110 mil barriles diarios suplementarios, procedentes principalmente de Rusia, reportó AFP.

jueves, 10 de noviembre de 2016

Hidrocarburos Fijan Bs 1.047 millones de subvención

El Gobierno incrementó el presupuesto de subvención a hidrocarburos en 1.047 millones de bolivianos, respecto a la gestión anterior, informó el ministro de Economía, Luis Arce Catacora.

El monto pasará de 2.437, en 2016, a 3.484 millones de bolivianos, en 2017. La subvención e incentivos a los hidrocarburos representa un 90,9% del total del presupuesto de subvención.

ALIMENTOS

En segundo lugar se encuentra la subvención a los alimentos, que en este caso baja de 736 a 255 millones de bolivianos y tiene una participación de 6,6%.

El Gobierno también considera la subvención a servicios básicos con 94 millones, similar al monto presupuestado para la presente gestión.

Como monto total, el presupuesto de subvención para 2017 sufrió un incremento de 566 millones de bolivianos respecto a la presente gestión.

CARBURANTES

La subvención continúa con tendencia a la baja luego que en 2013, según el Ministerio de Economía llegará a su pico más alto con 6.687 millones de bolivianos.

En 2014, el monto proyectado fue de 6.106 millones y en 2015 llegó a 5.521 millones de bolivianos.

DIÉSEL

El diésel es el principal carburante que el Estado compra de países vecinos, en razón al petróleo liviano que se explota en el país. El carburante es utilizado en mayor proporción por los productores de Santa Cruz, cuyos equipos operan con el mismo.

Expertos Fundación Jubileo YPFB negociará con Brasil y empresas privadas futuros envíos de gas natural

Brasil tiene la decisión de renegociar el futuro contrato de compraventa de gas boliviano a largo plazo solo por el 50% del volumen del energético que actualmente compra a Bolivia, afirmó la Fundación Jubileo. La especialista Sandra Sánchez dijo que YPFB tendrá que negociar la otra mitad del gas con operadores privados que lanzarán licitaciones internacionales bajo diferentes fórmulas de cálculos del precio del energético.

“Brasil trabajará sobre la base de una certificación de reservas; si no hay la certificación no va a cerrar nada, en tema de volúmenes Brasil dijo que la cantidad fija será de la mitad y la otra mitad YPFB tendrá que negociar con privadas”, afirmó la analista.

ESCENARIOS

La especialista dijo que a diferencia del actual contrato de compraventa de gas, que fenece en 2019, la coyuntura actual es distinta porque Bolivia ya no es la única proveedora de gas de la región como lo era hace 20 años.

La nueva fórmula no estará vinculada solamente al precio del petróleo, como ocurre actualmente, sino también al del Gas Natural Licuado (GNL) y Shell gas a nivel internacional.

Este nuevo contexto –dijo la analista– será de desventaja para el país pues no permitirá hacer una planificación de largo plazo.

OFERTANTES

Por su parte, el especialista energético Raúl Velásquez dijo que Bolivia ya no es la “chica linda de la fiesta” con la que todos quieren bailar, pues a pesar que Brasil seguirá dependiendo del gas boliviano, hoy tiene otros ofertantes.

“Así como hace 10 años decíamos desde (la Fundación) Jubileo que la exploración era urgente, ahora consideramos que un aspecto fundamental el fortalecimiento de nuevos mercados, hay que mirar otros mercados ojalá que a largo plazo (…). Yo sugeriría Perú, el sur peruano tiene minería que necesita agua y energía, y es un buen negocio”, señaló.

Uyuni se beneficia con 2.057 conexiones de gas

El presidente Evo Morales entregó ayer, miércoles, una Estación Satelital de Regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) y 2.057 conexiones de gas domiciliario en el municipio de Uyuni, en el departamento altiplánico de Potosí.

“En esta planta se tiene el gas a 180 grados bajo cero, congelan trasladan en cisternas, traen acá descongelan dejan en el surtidor o la planta de servicio y dan gas”, explicó en un acto público.

El Presupuesto General del Estado 2017 contempla un crecimiento de 3 por ciento de del mercado interno parte del cual corresponde a la red nacional de gas domiciliario. La producción para las necesidades del mercado interno de gas natural de Bolivia llegará el siguiente año a 12.51 millones de metros cúbicos día (MMMcd). Este volumen representa 16 por ciento de la producción del hidrocarburo en la siguiente gestión.

INVERSIÓN

La instalación de esa planta demandó una inversión de al menos 39,2 millones de bolivianos y las conexiones de gas domiciliario 16,8 millones, según información oficial.

El Jefe de Estado destacó la instalación de redes de gas en esa región, porque abaratará los costos de ese energético para beneficio de la población.

“Ahora congelamos el gas en las cisternas llegamos al lugar como Uyuni, descongelar y que el pueblo tenga gas a domicilio, ustedes saben hermanos y hermanas, antes había colas, filas, especialmente en invierno para comprar una garrafa ahora va a terminar eso, ya tenemos gas a domicilio”, remarcó.

En la ocasión, Morales dijo que ese tipo de obras son el resultado de la lucha del pueblo para defender y nacionalizar los recursos naturales.

REGIÓN

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, aseguró que la planta de regasificación garantizará el abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a la región.

En ese acto, la autoridad suscribió, además, un contrato para la construcción de la planta fotovoltaica Uyuni-Yunchará, que generará 60 megavatios para la región.

miércoles, 9 de noviembre de 2016

Shell y BP advierten que no habrá un rebote en los precios de petróleo en 2017


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Andrew Ward y Nathalie Thomas

El martes de la semana pasada, Royal Dutch Shell y BP advirtieron a los inversores que no deben esperar un rebote fuerte en los precios del petróleo el próximo año conforme establecen planes para recortar aún más los gastos para contener la creciente deuda.

Las dos grandes empresas petroleras cotizadas en Reino Unido dijeron que esperaban ver precios por barril cerca de 50 dólares en 2017 (apenas encima de los niveles actuales) en una señal de la adaptación por parte de la industria a las condiciones de “precios más bajos durante más tiempo” del mercado.

Los precios del petróleo se han estabilizado en los últimos meses después del pronunciado descenso del nivel de 100 dólares por barril de crudo hace dos años, pero Shell y BP han dejado claro que no están contando con un regreso a los picos anteriores.

“Prevemos que los precios se establecerán el próximo año, pero no de una manera significativamente diferente de lo que estamos viendo en este momento”, dice Brian Gilvary, director financiero de BP. El crudo Brent se estaba negociando ayer a 46,15 dólares.

La creciente presión sobre las finanzas se reflejó en la fuerte reducción de gastos de capital delineada por BP y Shell en sus resultados trimestrales. Gilvary dice que la inversión de BP podría caer a cerca de 16 mil millones de dólares este año, comparado al pronóstico anterior de entre 17 mil millones y 19 mil millones, y que probablemente se mantenga estable entre 15 mil millones y 17 mil millones de dólares en 2017.

Shell aseveró que sus gastos de capital serían de 29 mil millones de dólares en 2016. Esta cifra es casi 40 por ciento menos que la inversión combinada de Shell y BG Group hace dos años, antes de que Shell adquiriera a BG Group por 35 mil millones de libras esterlinas en febrero.

El gasto caerá de nuevo en 2017 a cerca de 25 mil millones de dólares (el nivel más bajo de los pronósticos de Shell que oscilaban entre 25 mil millones y 30 mil millones de dólares) señalando que las grandes compañías petroleras piensan controlar el gasto.

El alza en los precios del petróleo a partir del verano había animado las esperanzas de que el exceso de petróleo de los últimos dos años comenzaba a ceder. Pero el reciente descenso a menos de 50 dólares por barril ha destacado la fragilidad del mercado conforme surgen dudas sobre los planes del cártel de los países productores de la OPEP para frenar la producción.

Ben van Beurden, el director ejecutivo de Shell, dijo: “Los precios bajos del petróleo son un reto importante en la industria, y el pronóstico sigue siendo incierto”.

Las ganancias de Shell en base al costo actual de abastecimiento y excluyendo elementos extraordinarios (la medida más utilizada por los analistas) fueron de 2,79 mil millones de dólares para los tres meses hasta el 30 de septiembre, un aumento del 18 por ciento comparado con el mismo período el año pasado, superando las expectativas de los analistas.

BP también superó las expectativas del mercado con ganancias por costo de reemplazo subyacente (su medida preferida) de 933 millones de dólares. Sin embargo, los analistas destacaron que las ganancias de BP fueron impulsadas por la reducción de impuestos, y que su división de producción no había cumplido con las expectativas.

En una señal del efecto de precios bajos, el endeudamiento neto de Shell se incrementó a 77,8 mil millones de dólares el 30 de septiembre, resultando en una relación deuda-capital de 29,2 por ciento.

Esto constituye más del triple de su deuda del año pasado y se acerca el límite máximo de 30 por ciento que el grupo ha dicho que prefiere no exceder.

Los préstamos subieron desde la adquisición del BG Group, pero Simon Henry, el director financiero, dijo que la empresa seguramente reduciría el apalancamiento a través de la liquidación de bienes. De esta manera, Shell podrá acumular 30 mil millones de dólares para finales de 2018 y Henry dijo que el grupo estaba “trabajando activamente en 16 ventas de activos materiales”.

Él señaló los 9 mil millones de dólares que el grupo ampliado había ahorrado en los costos operativos anuales, y aseveró que los positivos resultados trimestrales mostraban que el trato ya estaba dando resultados.

“Estamos comenzando a ver el poder de una cartera de Shell sobrealimentada por la adquisición de BG”, dijo Henry.

Tanto Shell como BP reportaron dividendos que cumplían con las expectativas, lo cual refleja sus esfuerzos por defender los repartos a accionistas (entre los más grandes del Grupo FTSE 100) a pesar del desplome prolongado de los precios del petróleo.

Los precios del crudo Brent alcanzaron un promedio de 46 dólares por barril durante el tercer trimestre comparado con 50 dólares durante el mismo período en 2015.


La demanda va superando a la producción de gas de Bolivia

Bolivia está con la soga al cuello en producción y venta de gas. Hace sólo dos semanas Argentina acaba de multarla con 2,1 millones de dólares por no cumplir con los volúmenes de contratos. De seguirse al ritmo actual, la demanda interna y externa juntas habrán llegado dentro de cuatro años a 70 millones de metros cúbicos, pero la producción alcanzará sólo a 65 millones, incluyendo lo que provea Incahuasi II.

En esa proyección coinciden expertos en temas de hidrocarburos consultados por este medio, que ven un balance ajustado por la falta de puesta en marcha de nuevos campos y por el creciente consumo del mercado interno.

Hace dos semanas, la estatal argentina Enarsa impuso a Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) una multa de 2,1 millones de dólares por el incumplimiento en entrega de gas, en julio pasado. El promedio de la nominación de ese mes era de 21,55 millones de metros cúbicos diarios (MMm3 día) y lo que YPFB entregó en promedio fue de 15,40.

Aunque YPFB está obligada constitucionalmente a cumplir con la demanda del mercado interno, los envíos a Brasil y Argentina se ven perjudicados por la reducción de volúmenes enviados.

Actualmente, según los especialistas, el mercado interno tiene una demanda promedio 13,2 MMm3 día y está previsto un crecimiento del 10 por ciento por año, por lo que hasta 2020 podría llegar perfectamente a 19 o 20 MMm3 día.

Paralelamente, el contrato con Argentina establece una entrega de 27,7 MMm3 día hasta 2021, y el de Brasil, que culmina en 2019, unos 31 MMm3 día.

De mantenerse el ritmo y de suscribirse un nuevo convenio con Brasil en las mismas condiciones, Bolivia tendrá una demanda que superará los 78 MMm3 día, mientras que la producción llegará sólo a 65,5 MMm3, tomando en cuenta la producción que se sume del campo Incahuasi fase II. No se toman en cuenta aún las probables declinaciones de otros campos.

“La situación es bastante complicada y no merece la política equivocada que ha implementado este Gobierno”, opina el especialista Hugo del Granado, quien añade que la producción actual no garantiza el requerimiento del mercado externo. “No sólo no estamos cumpliendo la cantidad contratada, sino que ni siquiera cumplimos con el mínimo para evitar multas”, explica.

Por su parte, el especialista Álvaro Ríos afirma que el balance oferta demanda “está bastante apretado” y podría darse un déficit si Brasil y Argentina demandaran al máximo y al mismo tiempo.

“Tiene que ver mucho la oferta y demanda con el ingreso del campo Aquío que son otros 6,5 (MMm3 día) y también con la velocidad con que declinen los campos de San Alberto y San Antonio. Esas variables hacen ver que el balance está muy estrecho”, afirma.

Según el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, afirmó que la producción nacional de gas actualmente es de aproximadamente 60 MMm3 día, aunque él garantiza que en los próximos años Bolivia tendrá una producción de 74 MMm3 día (aunque sin especificar procedencias). Acotó que las reservas estarán en el orden de los 17 trillones de pies cúbicos (TCF).

Según Raúl Velásquez, especialista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, el campo San Alberto ya ingresó en fase de declinación porque de los 10 MMm3 día que producía actualmente llega a 6. “Incahuasi llegaría a compensar San Alberto”, explica. “Nos parece preocupante que a raíz de esas plantas de industrialización, que además pagan un precio de regalía a mitad del de exportación, no haya suficiente gas o que eso implique sacrificar gas que se envía al mercado interno”, comenta.

Desde 2015, YPFB dejó de publicar los reportes mensuales de producción de gas en el país, lo que antes hacía con mucha regularidad cada tres meses. “Entonces, desde el año pasado no se conocen volúmenes de producción a partir de reportes de YPFB”, explica Velásquez. Además, desde hace tres años YPFB no certifica las reservas de gas, lo que por ley debería realizarse en marzo de cada año.

Según el presidente de YPFB, Guillermo Achá, el país contará con la nueva certificación en el primer semestre de 2017, informe en el que se incluirán los campos recientemente descubiertos o confirmados. Hasta 2013, las reservas probadas alcanzan a 10,45 TCF.



OBSERVAN LA NORMATIVA LEGAL HIDROCARBURÍFERA DEL PAÍS

Ven falta de seguridad legal para atraer inversiones



Los especialistas del área de hidrocarburos coinciden en que existe una falta de seguridad legal para atraer inversiones extranjeras para la exploración hidrocarburífera en el país.

Según el especialista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, Bolivia debería contar con una nueva Ley de Hidrocarburos. “Llevamos ya siete años de una nueva Constitución, pero la Ley de Hidrocarburos es del año 2005”, explica.

Añade que desde 2009, el Gobierno se vio en la necesidad de “normar” la Ley de Hidrocarburos con una serie de decretos supremos y resoluciones ministeriales que no ofrecen la suficiente seguridad jurídica para los inversionistas.

Por su parte, el especialista en hidrocarburos Hugo del Granado indica que en la medida en que no hay nuevos descubrimientos no existe la posibilidad de poner nuevos campos en operación. “Estamos en una situación muy complicada que se anuncia desde el año pasado”, sentencia.

Del Granado sostiene, además, que el Gobierno confió en las transnacionales Repsol y Total el trabajo de exploración, pero no se les da recursos ni bonos prospectos a las subsidiarias de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). “Todo está confiado a Repsol y Margarita. Si algo pasa a Margarita, estamos listos. Ni siquiera podríamos atender el mercado”, alerta.

Según Velásquez, Bolivia debió trabajar en exploración a partir de las proyecciones del crecimiento del mercado interno y los contratos establecidos con Argentina y Brasil. “La exploración ha venido siendo retrasada y no ha tenido el ritmo necesario. En la actualidad nos vemos frente a este tipo de problemas”, dice Velásquez a tiempo de lamentar la reciente multa emitida por Enarsa.

Por su parte, el especialista Álvaro Ríos sostiene que existe la necesidad de acelerar la exploración. Añade que después de que culmine el contrato con Brasil existe un panorama incierto sobre la oferta de gas para Bolivia.

El Ministro de Hidrocarburos y Energía señaló que en los últimos 10 años se realizó un inversión de aproximadamente 7.000 millones de dólares en exploración y explotación de hidrocarburos.



martes, 8 de noviembre de 2016

Reparada fisura en un ducto YPFB normalizó transporte de gas natural a occidente

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), a través de su subsidiaria YPFB Transporte, informó que normalizó el suministro de gas natural por el Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC) cerca de las 10.00 de esta mañana, tras terminar los trabajos de reparación de la fisura que sufrió el ducto en el sector Carmen Mayu.

La fuga de gas por la fisura no ocasionó daños a las personas ni al medioambiente. Al momento, la operación del GCC es normal, señala la estatal petrolera.

Las intensas lluvias caídas en los últimos días en la zona del Trópico de Cochabamba, provocaron deslizamientos de tierra en la zona de El Sillar, sector Carmen Mayu, ocasionando una fisura en el Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC) por donde se ha producido una fuga de gas natural.

Una vez detectado el problema, “YPFB Transporte desplazó material y equipo especializado para atender el daño”. El personal técnico realizó desde el domingo los trabajos de reparación de la fuga.

Respeto a inversiones Bolivia comprometió a Brasil subir reserva de gas natural

El presidente Evo Morales aseguró a Brasil que respetará las inversiones de sus empresas Petróleos del Brasil (Petrobras) y Empresa Eléctrica del Brasil (Electrobras), en un acto en el que la estatal boliviana, YPFB, firmó un contrato con petrolera brasileña, para hacer nuevas exploraciones de gas natural, con la inversión de 1.200 millones de dólares.

El mandatario participó en la firma del contrato celebrada en la ciudad de Santa Cruz, en un acto al que asistió el ministro de Minas y Energía de Brasil, Fernando Coelho Filho, que es la primera autoridad del gabinete de Michel Temer que visita Bolivia.

RESERVAS

Bolivia prometió ayer certificar también, al menos 15 TCF (Trillones de Pies Cúbicos de Gas) en el próximo lustro, para garantizar la exportación de gas natural al Brasil hasta el año 2026. Así anunció ayer, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, al término de una reunión con su homólogo brasileño de Energía y Minas, Fernando Coelho Filho, que llegó a la ciudad de Santa Cruz para reunirse con el presidente Evo Morales este lunes y suscribir acuerdos en asuntos de integración energética entre ambos países, se informó oficialmente.

INVERSIONES

“Las inversiones de empresas como Petrobras y Electrobras están garantizadas por Constitución y bajo acuerdos firmados y ratificados, además, por nuestra Asamblea Legislativa”, sostuvo Morales.

El Jefe de Estado enfatizó su posición de respeto ante el ministro Coelho, tras recordar y justificar que en 2006 tuvo que nacionalizar una empresa de refinación de Petrobras, por la que pagó la indemnización correspondiente.

EXPLORACIÓN

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la estatal brasileña, Petrobras, firmaron también un contrato para la exploración de hidrocarburos en los campos San Telmo y Astilleros, en el municipio de Bermejo, del departamento de Tarija, con la inversión de unos 1.200 millones de dólares, informó el presidente Evo Morales, según reportó ABI.

“Son como 1.200 millones de dólares (de inversión) en San Telmo y Astilleros, en el municipio de Bermejo en el departamento de Tarija”, destacó el Presidente.

CONTRATOS

Entre 2000 y 2016, los contratos específicos que tenía Petrobras produjeron el equivalente a 4,2 TCFs y los campos San Telmo y Astilleros tendrían esa misma potencialidad.

Entre 2019 y 2026, la proyección del Gobierno es incrementar la producción actual de 60 a 74 millones de metros cúbicos al día (MMmcd).

“Que no tengamos 11 TCFs, actualmente, sino que tengamos mayor a los 15 TCFs, que dé la garantía para ampliar el contrato al Brasil”, remarcó Sánchez.

El contrato entre Bolivia y Brasil por la venta de gas, que se firmó en 1996, tiene vigencia hasta 2019 y establece un volumen mínimo de compra de 24 MMmcd de gas natural y un máximo de 30,08 MMmcd.

PARTICIPACIÓN

El contrato de servicios petroleros, tendrá la duración de 40 años, YPFB Chaco tendrá 40% de la titularidad de San Telmo y Petrobras Bolivia 60%. Mientras que para el área Astillero, Petrobras Bolivia tendrá 40% de titularidad y YPFB Chaco el 60%, explicó ABI.

SE AGUARDAN RESULTADOS EN 2023

En el acto, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, dijo que la millonaria inversión garantizará la ampliación del contrato de compra y venta de gas con Brasil.

El contrato permitirá a Petrobras y a la empresa boliviana Chaco hacer exploraciones en los campos sureños de San Telmo y Astillero, y se espera puedan dejar resultados concretos entre 2022 y 2023.

El documento fue firmado por el presidente de YPFB, Guillermo Achá; el gerente general de Chaco, Óscar Claros, y el director de Petrobras en Bolivia, Marcos Benício Pompa Antunes.

RESERVAS

En los yacimientos comprometidos ayer, Sánchez señaló que se prevén tener 4 TCFs (Trillones Pies Cúbicos) recuperables y “si fuese exitoso este proyecto, podríamos producir 14 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd). Queremos que Petrobras se quede muchísimos años, varias décadas más”, dijo.

lunes, 7 de noviembre de 2016

YPFB y Petrobras invertirán $us 1.200 millones en campos gasíferos del país



Las petroleras estatales YPFB de Bolivia y Petrobras de Brasil suscribieron hoy acuerdos para invertir 1.200 millones de dólares en dos megacampos de gas natural al sureste boliviano, que asegurarían continuar un contrato de compra-venta desde el próximo decenio.

"Hoy visualizamos una inversión importante de 1.200 millones de dólares para poner en actividad estos dos campos de San Telmo y Astillero", afirmó el ministro boliviano de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, durante la firma del acuerdo, donde estuvo presente el presidente Evo Morales.

El acuerdo, rubricado en la boliviana Santa Cruz (este), permitirá explorar los dos mecacampos que, de dar resultados positivos, tendrían un potencial de 4 Trillones de Pies Cúbicos de gas natural, acotó la autoridad.

El desarrollo de los dos reservorios "permitirá asegurar el mercado de gas, después de 2019", cuando concluya un contrato entre los dos países, firmado en 1989, y que permitió un promedio de exportación de 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, principalmente para el mercado de Sao Paulo.

Ambos países manifestaron en diferentes oportunidades sus deseos de renovar el acuerdo de compra-venta, aunque Bolivia debe desarrollar más campos para garantizar volúmenes, pues en la actualidad tiene otro entendimiento para suministrarle el energético a Argentina.

Morales, en el acto, indicó que con Brasil se debe trazar una agenda de integración férrea, tras el acuerdo con Perú para desarrollar una línea ferrocarrilera que una los océanos Pacífico y Atlántico.

Bolivia pretende que su territorio sea incluido en el proyecto de una vía férrea que va desde el puerto brasileño de Santos, hasta el peruano de Ilo, en una extensión aproximada de 3.755 kilómetros y que demandaría una inversión estimada de 10.000 millones de dólares.

Empero, La Paz aún debe trabajar para recomponer plenamente el clima diplomático con Brasilia, luego de las críticas de Morales a la destitución parlamentaria en agosto pasado de Dilma Rousseff y que permitió su sustitución por Michel Temer.

El gobernante boliviano llamó en consulta a su embajador por ese hecho, en una reacción de similares características con Ecuador y Venezuela.

El gobierno de Temer respondió las críticas, llamando en consulta a sus embajadores en los tres países.

Inversión en hidrocarburos garantiza seguridad

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, aseguró ayer que el incremento de inversiones en el sector petrolero garantiza al país la seguridad energética

"En tiempos de crisis en el sector petrolero hemos incrementado nuestras inversiones, lo que nos ha permitido también incrementar nuestras reservas y producción y garantizar nuestra seguridad energética”, precisó.

Entre 1985 y 2005 se invirtió poco más de 5.900 millones de dólares, mientras que entre 2006 a 2015 se ejecutaron más de 11.000 millones de dólares y para la presente gestión se invierte 2.410 millones de dólares en toda la cadena. "El crecimiento proyectado de las inversiones para el periodo 2016-2020 es hasta 12.680 millones de dólares en todas las actividades de la cadena hidrocarburífera”, detalló.

Con respecto a las reservas, señaló que en 2005 se le hizo creer al país que se tenían 27 TCF. "En 2009 certificamos 9,94 TCF y en estos años hemos consumido cerca de 5 TCF. Sin inversiones ahora tendríamos aproximadamente 4 TCF, pero esto no es así. En 2013 certificamos 10,45 TCF, ahora tenemos cuantificado 11 TCF, que son fruto de las inversiones mencionadas y proyectamos llegar a los 15 TCF”, aclaró.

La producción de gas pasó de 30 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en 2005 a 60 MMmcd. Se prevé llegar hasta los 74 MMmcd en los próximos años.

Argentina multó a YPFB por incumplir contrato de venta de gas en el mes de julio.

Fisura en gasoducto reduce volúmenes de envío de gas a La Paz, Cochabamba y Oruro

YPFB informó hoy que una fisura en el Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC), producido por deslizamientos de tierra en la zona del Sillar, sector Carmen Mayu, provocó una fisura que obligó a reducir los volúmenes de envío de gas a los departamentos de La Paz, Cochabamba y Oruro.

"Por medidas de seguridad y en tanto duren las tareas de reparación, YPFB Transporte S.A. se ha visto en la necesidad de restringir la capacidad de transporte por el GCC que lleva gas natural al occidente”, informó YPFB a través de un comunicado de prensa.

Las reducciones de gas incluyen al sector industrial y a los diferentes surtidores, precisó la estatal petrolera.

La fisura provocó una fuga de gas. YPFB Transporte tomó riendas en el asunto y espera concluir las tareas de reparación y mantenimiento hoy. El problema se originó ayer por las fuertes lluvias que provocaron los deslizamientos.

domingo, 6 de noviembre de 2016

Samsung y Tecna enfrentan líos legales por subcontratos



Una decena de empresas de servicios petroleros del país viven una ‘asfixia económica’ debido a supuestas estafas millonarias de dos compañías de renombre internacional, Samsung Engineering Bolivia S.A. y Tecna Bolivia S.A. Ambos casos, por separado, son investigados por el Ministerio Público, según una investigación de EL DEBER.

Samsung, que construye la planta de urea y amoniaco en Bulo Bulo por un monto de $us 862,5 millones, la inversión más alta registrada en la historia de Bolivia, es acusada por estafar presuntamente a la firma Servicios Petroleros Bolivianos S.R.L (Serpetbol) $us 12,4 millones.
La compañía boliviana llegó a vender sus principales activos para hacer frente a la delicada situación, entre ellos se deshizo del hotel Caparuch, estancias ganaderas e inmuebles con tal de seguir adelante y pagar a cientos de trabajadores y seguir operando.

En septiembre de este año el juzgado 4to. de Instrucción en lo penal de la capital cruceña decidió dar curso a la demanda presentada por el empresario Rodrigo Fernando Virreira Meruvia por la comisión del delito de estafa contra el representante de la compañía Samsung, Byung Doo Lee y cinco funcionarios más. Sin embargo, aún pueden presentar un recurso de apelación.

La querella es contundente. Delitos de estafa, extorsión y fraude, ponen en el ojo de la tormenta a los seis ejecutivos de esa compañía que ejecuta la millonaria planta.

Los reclamos y pérdidas en el proyecto sin contemplar los costos financieros ni daños a Serpetbol se resumen en los aumentos salariales y doble aguinaldo por $us 1,5 millones; cambio de las condiciones de estudio de suelo y atraso en la entrega de licencia ambiental por $us 4,3 millones; liberación de interferencias en las áreas de trabajo y retraso en la provisión de tuberías y cambio de ingeniería por $us 6,4 millones.

Los contratos suscritos con Serpetbol consistieron en preparación de sitio, de fecha 16 de julio de 2013, por $us 2,8 millones, tuberías enterradas del 30 de enero de 2014, por 3,8 millones y la construcción de obras civiles del 4 de febrero de 2015 por $us 11,3 millones.
La documentación refiere que todas las obras fueron concluidas y entregadas a Samsung en 2015 e inicios de 2016. De igual forma, Samsung contrató a Serpetbol facilidades temporales de campamento por $us 14,9 millones, haciendo un total de $us 32,8 millones. No obstante, aún le adeuda $us 12,4 millones.

Consultada la compañía Serpetbol señala que si bien YPFB y el país en los últimos años con mucho mérito se han hecho de numerosas plantas de gas, dos plantas separadoras, y pronto una planta de urea y amoniaco. “Las empresas denominadas ‘EPCistas’ se han llevado cientos de millones de Bolivia como utilidades a sus países, sin tener un solo activo en Bolivia”, hizo conocer la firma.

Alerta que las empresas bolivianas casi sin excepción han quedado destruidas; algunas ya han cerrado, otras muy cerca de tener que hacerlo, teniendo que acudir a la justicia para recibir un pago justo, renunciar a reclamos válidos con el afán de poder recibir un pago que “salve el momento”, y numerosos otros sacrificios para sobrevivir.
Agrega que las compañías de servicios se han declarado en emergencia con un solo pedido, “que nos permitan continuar trabajando y persiguiendo el sueño que aún compartimos con el presidente Morales. Esto solo lo podemos lograr con el cumplimiento y pago de nuestros clientes por trabajos y acuerdos realizados”.

Por su lado, la empresa Samsung no respondió a los requerimientos periodísticos. Se envió cuestionarios a los ejecutivos que están en Cochabamba y no contestaron.
En medio de esta situación, la construcción de la planta de urea y amoniaco, que se implementa en Chapare de Cochabamba, llegó a un 96% de avance, según YPFB.

La estatal confía en que la instalación mecánica de la planta esté terminada hasta enero para empezar con las pruebas y producción.
Kaiser enjuicia a Tecna
El gerente de Operaciones de Kaiser, Carlos Delius, sentó denuncia en la Fiscalía de La Guardia contra la empresa Tecna Bolivia por una supuesta estafa de $us 2 millones por los trabajos realizados en el megacampo Incahuasi.

El caso es investigado por el fiscal de Materia adscrito a la Felcc, Renzo Estévez. Los denunciados son Rubén Carlos Barreto y Óscar Carlos Barbán. Sin embargo, estos no se han presentado a las audiencias.
En criterio de Delius los ejecutivos ‘fugaron’ del país. Sin embargo, hace un mes asumió como representante legal de Tecna el ex presidente de YPFB Juan Carlos Ortiz. El nuevo ejecutivo admitió que enfrentan problemas legales pero evitó dar una posición oficial.

Delius asegura que los adeudos de Tecna con una decena de firmas de servicios asciende a $us 30 millones. Explicó que debido a los problemas financieros que tiene la empresa deudora, de acuerdo con la legislación boliviana (art 748 Código de Comercio), el dueño de la obra, en este caso la petrolera Total, tiene la obligación de cancelar lo adeudado.
Entre las empresas que comparten la angustia de cobrar a Tecna según Delius, figuran Continental, Serpetbol, Kaiser Servicios Equipetrol, Synergy, Consulcad, Panelli y otras más. La lista ya es de conocimiento de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía.

¿Tecna y Total, enfrentadas?
Un documento de fecha 13 de julio de este año revela que la firma Tecna admitió pagos pendientes a los proveedores del proyecto Incahuasi y que los honrará en función de los ingresos que facilite la empresa contratante, es decir, Total.

La reacción no se dejó esperar. Total E&P Bolivie argumentó que la fase I del proyecto Incahuasi se llevó a cabo con la participación de dos empresas contratadas: Tecna, a cargo de la construcción de la planta de tratamiento de hidrocarburos, y Spiecapag, encargada de la construcción de los ductos (líneas laterales de gas y condensado, además de líneas de recolección).

Estas empresas, a su vez, han requerido los servicios de varios subcontratistas en distintos rubros, como es habitual en estos proyectos. Aclara que en el caso específico de la empresa Kaiser, se trata de una empresa subcontratista de Tecna.
“Total ha venido cumpliendo sus compromisos contractuales con Tecna. Es Tecna la llamada a responder sobre su relación con sus subcontratistas”, sintetiza la compañía

Argentina está trabajando en explorar yacimientos gas y petróleo que tiene, dijo el embajador Normando Álvarez

Argentina está trabajando en explorar yacimientos gas y petróleo que tiene, dijo el embajador Normando Álvarez, para quien urge tomar decisiones, porque el aparato productivo industrial de la nación vecina así lo requiere.

En ese sentido, aseguró que Argentina está decidida a recuperar el sitial que tuvo hace algunas décadas, cuando “exportaba gas”.

“Estamos trabajando, sí o sí, en la exploración de nuestro gas porque en su momento fuimos vendedores de gas”, afirmó.

Con ese fin, anticipó que la Argentina está decidada a apostar grandes inversiones para explotar los reservorios que tiene en su territorio. “Se está volviendo a eso”, aseveró.

Según Álvarez, la Argentina dejó de lado la exploración petrolera debido a los bajos precios de los hidrocarburos y, por lo tanto, la inexistencia de rentabilidad.

La situación mundial está comenzado a cambiar, por lo que la Argentina espera volver a reactivar ambiciosos planes de exploración para volver a convertirse en América Latina, una potencia gasífera, anticipó.

BOLIVIA

A pesar de las dificultades que enfrenta el país en el suministro de gas, la Argentina no perdió la confianza de que continúe siendo un proveedor estratégico del energético, así lo dejó establecido el diplomático.

“La idea es que Bolivia nos venda y necesitamos que tenga gas y sea previsible”, enfatizó el diplomático.

Fue también claro, cuando declaró: “No dudamos de Bolivia porque, además, tenemos más de una empresa operando en actividades de exploración en su territorio”.

Argentina acelera prospección del megacampo “Vaca Muerta”

A falta de gas desde Bolivia, la República de Argentina decidió acelerar múltiples proyectos de prospección energética. En ese sentido, “Vaca Muerta”, considerada la principal formación de shale gas (gas de esquisto) que tiene el vecino país, será reactivada con planes de prospección, anunció en una entrevista exclusiva con EL DIARIO, el embajador de la Argentina en nuestro país, Normando Álvarez García.

DECLARACIÓN

El diplomático reiteró que su país no dejará de comprar gas a Bolivia y que el gobierno del presidente Evo Morales habría asegurado que “no habrá más rezagos en el envío de gas el próximo año”, mientras algunos analistas vaticinaron que ante la caída de la producción en el país es previsible nuevas multas por incumplimiento de contratos, no solo con Argentina, sino Brasil.

ENVÍOS

YPFB, por su parte, dijo que la estatal petrolera entrega el “100 por ciento” las nominaciones de Brasil como de Argentina, aunque no precisó volúmenes.

El anuncio argentino surgió días después que la empresa estatal petrolera Enarsa de la Argentina multara a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con 2,1 millones de dólares por incumplir la cláusula decimosegunda del contrato que establece la aplicación de penas en caso de que exista incumplimiento en el suministro de gas de acuerdo a contrato.

Según un informe técnico legal de Enarsa, en 26 días de julio de 2016 se entregaron volúmenes menores a la obligación contractual de 19,9 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), lo que obligó al Gobierno de Argentina a importar gas de Chile, a más del doble del precio que le compra a Bolivia.

VACA MUERTA

La formación Vaca Muerta se encuentra en la Cuenca Neuquina, al sudoeste de la Argentina y tiene una superficie de 30 mil km2, de los cuales Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), la empresa estatal petrolera argentina, tiene en concesión más de 12.000 km2, sobre los que ha realizado estudios para evaluar con más precisión el potencial petrolero que posee.

POTENCIAL

Los resultados obtenidos hasta ahora permitieron confirmar que Vaca Muerta tiene un enorme potencial para la obtención de gas, que alcanzaría a 308 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y contaría con importantes reservas de petróleo, que llegarían a los 16.2 miles de millones de barriles, según informes oficiales difundidos por el Ministerio de Energía y Minería de la República Argentina.

RESERVAS

Si esto es así, el país vecino tendrá suficiente capacidad para multiplicar por diez las actuales reservas que posee la Argentina. Su gran potencial se debe a sus características geológicas y su ubicación geográfica.

La formación tiene entre 60 y 520 metros de espesor, lo que permite en algunos casos el uso de perforación vertical, con lo que se reduce significativamente los costos de extracción y mejora la viabilidad económica para la extracción de estos recursos.

Vaca Muerta, además, posee cuatro propiedades geológicas que la distinguen como una formación de shale, única en el mundo: importante cantidad de Carbón Orgánico Total (TOC), alta presión, buena permeabilidad y gran espesor.

Para el embajador rioplatense, sin embargo, hacer exploración en Vaca Muerta cuesta mucho dinero debido a que es un sistema más costoso, pero hoy existe necesidad de reactivar los planes de prospección en el yacimiento.

“Tengo entendido que de a poco se va a comenzar hacer exploración en Vaca Muerta”, complementó.