domingo, 22 de octubre de 2017

viernes, 20 de octubre de 2017

Cae envío de gas a Argentina y la producción no es la esperada



Al 30 de septiembre de este año, los envíos de gas a Argentina cayeron en un 5,84 por ciento, en relación a agosto, mientras que la producción que el Gobierno avizoró para esta gestión es 33 por ciento menos de lo que preveía en el panorama más adverso.

El 2008, el Gobierno calculó una producción de 100 millones de metros cúbicos al día (MMm3d) y en el peor de los casos 84 MMm3d, pero según el especialista en Hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, la producción actual bordea los 56 MMm3d, un 33 por ciento menos del panorama más adverso pronosticado.

Los especialistas en hidrocarburos advirtieron que Bolivia no cuenta con la capacidad de producción para satisfacer las demandas máximas del mercado interno y de exportación simultáneamente.

Según el reporte del Ministerio de Hidrocarburos, hasta el 30 de septiembre, Bolivia envió un volumen máximo de 19,25 millones de metros cúbicos al día (MMm3d) a Argentina, registrado el 13 de septiembre.

Asimismo, el volumen mínimo destinado a este país fue de 15,11 MMm3d, el 29 de septiembre, y el promedio se ubicó en los 17,95, cuando el contrato para la temporada invernal determina un mínimo de 20,03. En agosto, el promedio de envío de gas fue de 19 MMm3d, lo que representa una caída del 5,84 por ciento.

Velázquez sostuvo que la disminución del volumen enviado hacia Argentina responde a que Brasil demandó una mayor cantidad del recurso natural, en septiembre. “Bolivia no tiene mayor capacidad de producción de gas, estamos al tope de 58 MMm3d y eso hace nuevamente que mantengamos este escenario”, precisó.

Por su parte, el especialista en hidrocarburos, Hugo del Granado, precisó que la mayor demanda del mercado brasileño se debe a cuestiones de temporada.

En el caso del mercado brasileño, Bolivia envió el 17 de septiembre un volumen mínimo de 24,95 MMm3d, y un máximo de 31,15 el 25 de septiembre. El promedio se ubicó en los 27,34, frente a los 27,25 de agosto.

Mientras tanto, otro especialista en hidrocarburos, Bernardo Prado, manifestó: “El problema no debería ser si se ha reducido los envíos a los diferentes mercados de exportación, la cuestión es si realmente tenemos la capacidad de satisfacer las máximas demandas de manera simultánea en los tres mercados (Argentina, Brasil y Bolivia)”.

El contrato suscrito con Argentina establece que Bolivia debe enviar un volumen mínimo de 20,33 MMm3d y un máximo de 23,9 MMm3d para la temporada invernal. Durante el verano, el mínimo se ubica en lo 16, 7 MMm3d al país vecino.



Bolivia envío 17,9 MMm3d. de gas a Argentina en promedio durante septiembre, frente a los 19 MMm3d de agosto. La caída es de 5,84%.



ANÁLISIS

Raúl velázquez Especialista de la Fundación Jubileo

“Se hablaba de la necesidad de diversificar mercados”

La estrategia boliviana de hidrocarburos esperaba producir para el año 2016, bajo un escenario optimista, 100 MMm3 de gas por día. En un escenario pesimista decía que íbamos a llegar a producir un promedio de 84 MMm3 para el 2016. Sin embargo, vemos hoy en día que la producción está promediando con el año pasado los 56 MMm3, es decir, un 33 por ciento menos de lo que esperaba el escenario pesimista. También se hablaba de la necesidad de diversificar mercados, se tiene solamente los contratos con Brasil y la Argentina. También consideraba que Brasil en 2015 y 2016 iba a demandar el máximo del contrato, cosa que tampoco ha pasado.

miércoles, 18 de octubre de 2017

Brasil llevará 335.000 t de urea y Bolivia tendrá 14.000

COMERCIALIZACIÓN. YPFB aseguró un contrato de venta de 335.000 toneladas de urea a Brasil, en tanto que para el mercado interno el volumen inicial es de 14.000, de las cuales 6.000 llevará la CAO, similar cantidad los campesinos del norte y 2.000 una empresa estatal.


Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)cerró contrato para la exportación de 335.000 toneladas de urea a Brasil, mientras que para el mercado interno el volumen inicial será de 14.000 toneladas. Sobre el tema de la exportación, el presidente Evo Morales anunció ayer que dentro de dos semanas estará partiendo el primer cargamento de urea a Brasil. Óscar Barriga, presidente de YPFB, aclaró que si bien el contrato de venta anual con Brasil es por un volumen de 335.000, los envíos mensuales oscilarán entre 25.000 y 40.000 toneladas. Barriga no precisó una cifra clara sobre el precio de exportación de la urea. Lo que si se sabe es que el precio internacional de la urea supera los $us 500 por tonelada. Un comercializador grande será quien lleve las 335.000 toneladas de urea a Brasil y luego distribuirlas fundamentalmente a Mato Grosso, Mato Grosso do Sul y Santa Catarina. Por otro lado, YPFB ya instaló una oficina en Brasil para la venta a productores. De forma directa la proyección de venta fluctúa entre 150.000 y 200.000 toneladas. Con relación a la venta para el mercado interno, YPFB firmó ayer tres convenios para vender urea a dos instituciones agropecuarias y una empresa estatal. A las tres a un precio de $us 335 la tonelada. A la Cámara Agropecuaria del Oriente (CAO) y Federación Sindical Única de Trabajadores Campesinos Productores Agropecuarios de las Cuatro Provincias del Norte de Santa Cruz se les venderá de a 6.000 toneladas a cada una. Otras 2.000 toneladas de urea serán para Empresa Estratégica de Producción de Abonos y Fertilizantes, la cual venderá el fertilizante en Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca. El presidente de la Asociación de Productores de Oleaginosas y Trigo, Marcelo Pantoja, indicó que el precio de $us 335 por tonelada es muy favorable y cree con el transporte más desde Bulo Bulo se puede sumar unos $us 13. Rodolfo Jordán, presidente de la Unión de Cañeros Guabirá, señaló que el uso de urea ayudará mucho a recuperar los suelos desgastados. El presidente de la CAO, Freddy Suárez, aplaudió el acuerdo con YPFB, porque la urea va permitir mejorar la producción, más allá de que aún existan temas pendientes a ser tratados con el Gobierno. El precio de la urea será revisado cada mes.

martes, 17 de octubre de 2017

YPFB y productores definieron precio de la urea en 335 dólares la tonelada

El presidente de la Cámara Agropecuaria del Oriente (CAO), Freddy Suárez, informó hoy que tras constantes reuniones con ejecutivos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se definió el precio de la urea para el mercado interno en 335 dólares la tonelada.

"Se barajaron muchos precios y al final salió, hubo humo blanco de la reunión y hemos cerrado el precio en 335 dólares la tonelada, siempre y cuando se compren 6.000 toneladas puestas en Bulo Bulo facturado", detalló a los periodistas.

Suárez explicó que las negociaciones fueron permanentes desde la Feria Exposición que se realizó hace dos semanas y dijo que el acuerdo será rubricado el martes en Montero, con la presencia del presidente Evo Morales, en la inauguración del primer centro de acopio de ese fertilizante.

Informó que toda la distribución se realizará vía CAO, tanto para grandes, medianos y pequeños productores en función a la cantidad que necesiten y cumpliendo los requisitos del pliego de YPFB.

Por otra parte, informó que también se definió que la urea será entregada en bolsas de 50 kilos, para que puedan ser manipulables por los pequeños productores.

Suarez agregó que las 6.000 toneladas forman parte de un primer stock.

El titular de la CAO explicó que los primeros beneficiados serán los cañeros, soyeros, maiceros, sorgueros, de girasol y algodoneros.

Dijo que en diciembre se volverá a analizar el costo en función a la fluctuación de los precios internacionales del gas.

Se estima que la demanda anual de urea del sector agroproductivo de Bolivia llegue a más de 200.000 toneladas.

jueves, 12 de octubre de 2017

Combaten incendio que está a 2 km de gasoducto


De 93 focos de quemas que registró ayer por la mañana el Sistema de Alerta Temprana de Incendios Forestales (Satif) en el departamento de Santa Cruz, dos son incendios que permanecen activos, uno en la zona La Pesca (Vallegrande) y otro al sur de la comunidad Ipía (San José de Chiquitos).

Pedro Pablo Ribera, responsable del Satif, informó de que en la región chiquitana, la empresa GasOriente Boliviano, encargada del tramo del gasoducto San José-San Matías, está ayudando a la comuna josesana a combatir el fuego, que se encuentra a dos kilómetros del gasoducto; sin embargo, aseguró que no hay riesgos porque el gasoducto está bajo tierra.

En cuanto al incendio en Vallegrande, indicó que se hizo un sobrevuelo, constatando que el fuego está en zona inaccesible y que no hay comunidad cercana.
No obstante, los últimos incendios reportados en la provincia Vallegrande han destruido 1.000 hectáreas de bosque, especialmente en la junta de los ríos Grande y La Pesca, que está a unos 20 kilómetros de la comunidad de Plan Citanos.

En la comunidad de Ojito ardieron 60 hectáreas; en Huantas, 40; y en Pino, 90 hectáreas. Un último informe indica que se ha detectado otro foco de fuego en el límite de los municipios de Postrervalle y Cabezas.

Senasag inspecciona planta de Bulo Bulo para certificación de comercialización de urea y amoniaco



(ABI).-El Servicio Nacional de Sanidad Agropecuaria e Inocuidad Alimentaria (Senasag), el Área de Registro y Certificación Fitosanitaria, inspección hoy la Planta de elaboración de Amoniaco y Urea en el municipio de Bulo Bulo, en el departamento de Cochabamba, para otorgarle certificación para la comercialización de sus productos, informaron fuentes institucionales.

"La actividad de inspección ha sido importante para que la empresa este legalmente registrada al Senasag para dar comienzo a su funcionamiento como comercializador de fertilizantes", explicó el encargado de Registro y Certificación Fitosanitaria. Carlos Aquino, citado en un boletín de prensa.

Según ese documento, esa planta tiene la capacidad de procesar 2.200 toneladas de amoniaco y 2.100 toneladas de urea por día, pero aun no empieza sus operaciones de comercialización de estos productos, porque no cuenta con el registro del Senasag.

En la inspección se verificó las condiciones de infraestructura en almacenes para que se registre en la categoría comercializador de fertilizantes, según la norma.

El almacenaje de la planta tiene capacidad de 30.000 toneladas de urea, según la información de los técnicos 20% de la producción total será para abastecer la demanda interna y 80% para el mercado internacional.

La urea es el fertilizante de mayor uso, contiene nitrógeno que permite el crecimiento de las plantas, ayuda a su nutrición y mejora el rendimiento de los cultivos, se usa en la producción de arroz, maíz, caña de azúcar, sorgo, papa, frutales y hortalizas, entre otros.

Pando obtuvo $us 1.094 millones por renta petrolera



Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) generó $us 1.094 millones de renta petrolera en favor del departamento de Pando en once años de la nacionalización de los hidrocarburos. El monto es significativo a diferencia de las gestiones anteriores a 2005 en que sólo alcanzó a $us 55 millones.

“Durante el período 2006- julio 2017, la renta petrolera alcanzó un promedio anual de $us 91,2 millones, frente a las administraciones de 1995-2005 que apenas consiguieron un promedio de $us 3,4 millones por año”, afirmó el presidente ejecutivo de la estatal petrolera, Óscar Barriga.

Agregó que el punto más alto se alcanzó en 2014 con $us 168,66 millones, mientras que la cifra más elevada en los períodos anteriores al 2006 llegó a $us 15 millones. Estos datos muestran una diferencia considerable a la hora de evaluar la gestión del Gobierno, enfatizó Barriga.

La renta petrolera llegó a Pando gracias a la nacionalización de los recursos naturales, como parte del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y regalías, precisó la autoridad.

Estos montos alcanzaron a escala nacional a $us 34.000 millones en el período 2006 - julio 2017, más de $us 12 millones al registrado durante la privatización, indicó YPFB en un comunicado de prensa.

El presidente de la estatal petrolera anunció que Pando se beneficiará con gas natural a través de una estación satelital de regasificación.

martes, 10 de octubre de 2017

El petróleo de Texas sube un 0,59 % y cierra en 49,58 dólares el barril

Los analistas estaban analizando comentarios hechos el pasado fin de semana por el secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Mohamed Barkindo, sobre la posibilidad que se mantenga un acuerdo alcanzado en noviembre pasado para recortar la producción de crudo.



El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió hoy un 0,59 % y cerró en 49,58 dólares el barril, impulsado por versiones que apuntan hacia una posible extensión del pacto actual para recortar la producción mundial de crudo.

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en noviembre, los de más próximo vencimiento, subieron 0,29 dólares respecto al cierre anterior.

Los analistas estaban analizando comentarios hechos el pasado fin de semana por el secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Mohamed Barkindo, sobre la posibilidad que se mantenga un acuerdo alcanzado en noviembre pasado para recortar la producción de crudo.

Ese pacto, que fue respaldado también por otras naciones no integradas a ese cártel energético, como Rusia, estará vigente hasta abril del año próximo, aunque en la próxima reunión de la OPEP de noviembre existen posibilidades de que sea extendido de nuevo.

Por su parte, los contratos de gasolina para entrega en noviembre cerraron sin cambios, en 1,56 dólares el galón, mientras que los de gas natural para entrega en el mismo mes bajaron 3 centavos hasta 2,83 dólares por cada mil pies cúbicos. (09/10/2017)

ANH rechaza recurso de industriales por alza de tarifas de gas


La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) rechazó el recurso de revocatorio presentado en agosto por la Cámara Nacional de Industria (CNI) que tenía la finalidad de frenar el incremento en la tarifa de gas natural que afecta a más de mil empresas del sector.

“Nos han confirmado que se denegaba el recurso. Eso estaba dentro de lo previsto porque ellos mismos tendrían que borrar con el codo lo que han hecho con la mano y nunca van a aceptar sus errores”, confirmó el presidente de la CNI, Horacio Villegas.

Hoy, los industriales acudirán otra vez ante la ANH para presentar esta vez, un recurso jerárquico para que responda el Ministerio de Hidrocarburos, cumpliendo con el ordenamiento jurídico hasta agotar las instancias legales, ya que el sector considera que el alza que se aplica, ha sido elaborada fuera de la normativa inscrita en la Ley de Hidrocarburos.

“En este nuevo recurso que presentaremos este martes, estamos explicando que la Ley de Hidrocarburos dice que el gas tiene que servir para el desarrollo nacional. Pero si lo primero que hacemos es subir a la industria, ahí entra la discusión ¿de qué desarrollo hablamos?”, se preguntó Villegas.

Por otro lado, explicó que la misma Ley dice que los precios máximos para la subida de gas y combustible, siempre tienen que estar expresados en bolivianos. Pero la Resolución Administrativa RAR-ANH-ULR-N°0331/2017, expresa el alza tarifaria en dólares.

“Es un tema de forma, pero lo que se demuestra es que estas normativas no estaban bien ‘craneadas’ como decía la ANH”, señaló.

La resolución de la ANH estableció elevar, a partir del 15 de agosto, hasta en un 48% la tarifa de gas natural para el sector industrial.

lunes, 9 de octubre de 2017

Vuelve la sed de petróleo en las naciones ricas

Una década de esfuerzos para reducir el consumo de petróleo en los países industrializados está en riesgo de verse revertida, conforme los bajos precios del combustible impulsan la demanda y estimulan a los automovilistas a regresar a los grandes coches devoradores de gasolina.

Las cifras de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y otros pronosticadores muestran que la demanda de petróleo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), que disminuyó entre 2005 y 2014, creció rápidamente durante los últimos tres años después de que los precios del petróleo cayeron a niveles históricos, desde una cifra de más de 100 dólares por barril a menos de 55 en la actualidad.

Si la tendencia continúa, aproximadamente el 62 por ciento de la reducción en el consumo de petróleo de la OCDE desde 2008 habrá sido revertida para finales del próximo año, a pesar de que los Gobiernos tienen el objetivo de ahorrar combustible, disminuir la contaminación ambiental y reducir la dependencia de las importaciones de crudo.

El cambio en la demanda de petróleo ha sido inconfundible. El uso de petróleo en la OCDE alcanzó un máximo de 50,4 millones de barriles por día en 2005, antes de caer casi en un 10 por ciento hasta 2014, conforme la subida de los precios afectaba el consumo.

Desde entonces, la demanda en esos países ricos ha aumentado a un ritmo promedio anual de alrededor de 400 mil barriles por día, según muestran los datos de la AIE, y se prevé que llegue hasta los 47,4 millones de barriles por día el año próximo. Esta cifra se está acercando a un nivel registrado hace una década, antes de que un máximo histórico del precio del petróleo cercano a los 150 dólares por barril llevara a los Gobiernos a priorizar la eficiencia de combustible.

Michael Cohen, analista de energía de Barclays en Nueva York, dijo que los precios más bajos han desempeñado el papel más importante en el cambio al influir en el comportamiento de los consumidores. "La mejora constante durante varios años en el rendimiento promedio de combustible de los vehículos se ha detenido en gran medida".

Aunque las emisiones globales han permanecido estables, encabezadas por Estados Unidos debido al cambio de carbón a gas, el aumento del uso del petróleo podría representar una amenaza potencial para esta tendencia.

El auge de los coches eléctricos e híbridos, desde el Model X de Tesla hasta el Toyota Prius, ha generado titulares por su potencial para cambiar la relación entre los automóviles de motor y el uso de petróleo. Pero muchos analistas dicen que está eclipsando la realidad de hoy.

La consultoría de energía FGE dice que en el primer semestre de 2017 por cada nuevo coche eléctrico que llegó a las calles de Estados Unidos, los estadounidenses compraron 60 nuevos vehículos utilitarios deportivos devoradores de gasolina. En China, la proporción fue de 30 nuevos vehículos utilitarios por cada coche eléctrico, y 25 en Europa.

Este agosto, el Departamento de Energía de Estados Unidos estimó que la demanda de gasolina del país había alcanzado un nuevo récord de 9,9 millones de barriles por día.

Para los productores y las refinerías de petróleo, el aumento de la demanda ha sido una bendición.

El crecimiento de la demanda total, que incluye los más de un millón de barriles por día de aumentos del consumo anual que se ha visto en los mercados emergentes, ha ayudado al cártel petrolero de la OPEP y sus aliados como Rusia en sus esfuerzos por reducir el suministro de petróleo.

La producción de esquisto estadounidense, la cual impulsó la caída de los precios en 2014, nuevamente amenazó con inundar el mercado a principios de 2017, pero los precios internacionales del crudo se han estabilizado desde entonces por encima de los 50 dólares por barril, algo que muchos analistas atribuyen a las evidencias de un consumo creciente.

Las refinerías de petróleo, apresuradas para convertir el exceso de crudo en una mayor demanda de combustibles, han experimentado un aumento de los márgenes de beneficio.

Algunos grupos ambientalistas dicen que los Gobiernos deberían haber utilizado el período de descenso de los precios del crudo para introducir mayores impuestos minoristas sobre la gasolina con el fin de combatir los efectos negativos del aumento del uso de petróleo.

Otros se muestran relativamente optimistas, argumentando que el repunte es probablemente sólo una irregularidad, teniendo en cuenta el comportamiento de otras tendencias a más largo plazo.

Charlie Kronick, activista de alto nivel de Greenpeace, dijo que un esfuerzo por parte de los grandes consumidores asiáticos (China e India, en particular) para prohibir los coches de gasolina y diésel haría más que cualquier política del mundo occidental. "La verdadera cuestión no es qué sucederá en 2018, sino lo que sucederá en las décadas posteriores al año 2020".

Acaba la era más larga de precios bajos de petróleo

Uno de los comerciantes de productos básicos más grandes del mundo dice que la era de "precios más bajos durante más tiempo" del petróleo está llegando a su fin, conforme el crudo Brent se aproxima casi a los 60 dólares por barril, su precio más alto en dos años.

Ben Luckock, copresidente del Grupo de Riesgo de Mercado de Trafigura, dijo que el mercado del petróleo estaba a punto de sufrir un cambio y que la idea de algunos participantes del mercado de que los precios se mantendrían dentro de un ajustado rango de 40 a 60 dólares por barril resultaría incorrecta.

"Estamos llegando al final de la era de ‘precios más bajos durante más tiempo’", dijo Luckock en una presentación ante la conferencia anual de petróleo de Asia y el Pacífico la semana pasada.

Los comentarios se produjeron tras una amenaza a las exportaciones de crudo del Kurdistán iraquí en los últimos días que le ha dado más respaldo al sentimiento, ya previamente estimulado por una sólida demanda de petróleo, y tras los recortes a la oferta encabezados por la OPEP que han ayudado a reducir los abultados inventarios.

Al comienzo de la semana anterior, el petróleo recibió un impulso tras las amenazas del presidente turco Recep Tayyip Erdogan de cerrar el oleoducto que transporta crudo del norte de Irak a los mercados extranjeros, en oposición al referendo de independencia que se está celebrando en Kurdistán.

Luckock advirtió de una escasez de petróleo basada en el hecho de que la demanda superará la oferta por 2 millones a 4 millones de barriles por día a finales de 2019, porque las compañías de energía detuvieron los gastos de un billón de dólares en nueva producción, conforme caían los precios del petróleo en los últimos años.

Esta opinión pone a Trafigura en contradicción con los comerciantes rivales, y pone de manifiesto una división en el mercado del petróleo entre aquellos que creen que el precio del crudo aumentará y aquellos que confían en que el resurgimiento del esquisto estadounidense mantendrá los precios bajos y dentro del margen de fluctuación.

"El mundo podría enfrentar una escasez importante de petróleo", dijo Luckock, quien agregó que la producción de crudo estadounidense no podría llenar ningún déficit. Advirtió contra el pensamiento grupal entre quienes están convencidos de que el petróleo de esquisto estadounidense seguirá "inundando el mercado".

Sus comentarios se produjeron conforme el crudo Brent alcanzó el martes su nivel más alto en dos años de 59,49 dólares, antes de retroceder hasta los 59,01 por barril. El West Texas Intermediate, la referencia estadounidense, se situó el martes de la semana pasada en 52,35 por barril. Ayer, la jornada se cerró con 56,12 el Brent, y 50,58 el de Texas.

Otro factor que respalda los precios ha sido un consumo de petróleo mayor de lo que se preveía, encabezado por Asia. "Se ha subestimado la demanda mes tras mes", dijo Adi Imsirovic, jefe de transacciones petroleras de Gazprom Marketing and Trading de Rusia. "Los suministros se han ido desvaneciendo".

A pesar de la mejora de los aspectos fundamentales que impulsan el optimismo entre los comerciantes que se reunieron la semana pasada en Singapur, muchos se muestran escépticos en cuanto a que los precios se eleven muy por encima de los 60.

"Cincuenta, 60 dólares por barril es donde deberíamos estar", dijo Christopher Bake, jefe de originación de Vitol, quien añadió que los productores de esquisto estadounidenses no deben contar con que los recortes al suministro de la OPEP y los países ajenos al cártel mantengan los precios.

David Fyfe, economista principal de Gunvor, dijo que aunque los productores mundiales de petróleo extendieran los recortes de suministros hasta el próximo año como parte del esfuerzo coordinado para vaciar los inventarios, la producción de países ajenos al cartel de la OPEP mantendría precios bajos.

Arzu Azimov, jefe ejecutivo de Socar Trading de Azerbaiyán, dijo que el rango de precios de 40-60 dólares por barril era una nueva realidad del mercado que los productores mundiales necesitaban aceptar. "Ese rango durará mucho más", dijo.

Crearán empresa de comercialización de gas



El ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez Fernández informó ayer que ese Ministerio y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmaron un memorándum de entendimiento con la petrolera rusa Gazprom Marketing & Trading y Gazprom, para la conformación de una empresa mixta de comercialización de gas y así satisfacer la creciente demanda de gas que tienen los países vecinos.

“Los 11 años de éxito en el sector de hidrocarburos en Bolivia, el desarrollo de nuestra gente hace que empresas como Gazprom, número uno en el mundo del petróleo, tenga la seguridad de invertir en Bolivia, tenga mucho interés de cerrar importantes oportunidades de negocio, de inversión en exploración, explotación y comercialización, porque existe seguridad jurídica, alta prospectividad de recursos y excelente mercado”, dijo Sánchez, según nota de prensa del Ministerio.

El acuerdo fue firmado en el marco del Séptimo Foro Internacional de Gas realizado en la ciudad de San Petesburgo, Rusia,

El boletín añade que, por su parte, el jefe de Gazprom EP Internacional, Andréi Fik, expresó que “el consorcio del gas ruso Gazprom y Bolivia acordaron crear una empresa mixta de mercadotecnia del gas boliviano en los mercados de Argentina y Brasil.

Sánchez dijo que se reunieron con altos ejecutivos de Gazprom para la firma del memorándum de entendimiento para la creación de una empresa mixta que tendrá como finalidad la venta del gas en los países del cono sur, fundamentalmente satisfacer las demandas de gas con los mercados brasileño y argentino.

Asimismo, dijo que se llevó adelante la 2da Reunión del Comité Conjunto de Coordinación entre YPFB y Gazprom, en la que se abordaron temas de exploración, el desarrollo de proyectos de GNL y GNV y el avance en el esquema general de desarrollo del sector de gas de Bolivia hasta el año 2040.

El ministro Sánchez también informó que la primera tarea de esta empresa mixta será definir las estrategias de comercialización de capacidades de venta de gas al Brasil, además de abrir las negociaciones con los demás países del cono sur.

Asimismo, aseveró que “Bolivia está dentro del mapa hidrocarburífero mundial”, pues muchos jefes de Estado y empresas petroleras confirmaron su presencia en el Foro de Países Exportadores de Gas (FEPG).

Río Grande funciona a un 83% de su capacidad



Entre junio y septiembre, la planta separadora de líquidos Río Grande, ubicada a 61 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz, opera en un 83 por ciento en relación a su capacidad instalada, que es de 361 toneladas métricas por día (TMD) de Gas Licuado de Petróleo (GLP), informó Víctor Hugo Áñez, representante de la Gobernación de Santa Cruz ante el directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

En base a datos de la Secretaría de Energía, Mina e Hidrocarburos de la Gobernación cruceña, Áñez indicó que la producción de GLP en junio fue la más reducida en dicho periodo, pues solamente llegó a un promedio de 245 TMD. En julio y agosto, el promedio se incrementó a 321 y en septiembre pasó a 310.

Áñez mencionó que entre el 9 de mayo y el 11 de junio, la planta estuvo paralizada y que, según la información de la petrolera estatal YPFB, este paro obedeció a un mantenimiento operativo programado en cada cierto tiempo de funcionamiento. Sin embargo, aseguró que la producción del carburante es estable y superior a la demanda interna. “Toda la capacidad que se tiene en cuanto a GLP está por encima de la demanda (interna) que tenemos, por eso estamos buscando mercados afuera para exportar”, indicó.

Los Tiempos buscó la postura de YPFB en relación a la producción de GLP en la planta de Río Grande a través de un cuestionario, pero, hasta el cierre de esta edición, no hubo respuesta.

En una declaración anterior, el presidente de la estatal petrolera, Óscar Barriga, informó que el promedio de la producción nacional de GLP, entre las plantas de Gran Chaco y Río Grande, supera las 600.000 toneladas métricas por año. De esta cantidad, el 70 por ciento es destinado al mercado interno y el 30 por ciento para la exportación, pues en la actualidad Bolivia vende GLP a Perú y Paraguay.

Por otro lado, Áñez indicó que la Secretaría de Energías, Mina e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz no cuenta con la información referente a la producción actual de Gas Natural Licuado (GNL) que también es producido en la planta de Río Grande con la finalidad de distribuir gas domiciliario a poblaciones alejadas.

Este proceso de distribución consiste en reducir en 600 veces el volumen de GNL por medio de la utilización de cisternas criogénicas, mismas que transportan el carburante hasta las estaciones satelitales de regasificación, ubicadas en poblaciones intermedias donde el gas recupera su estado original y es distribuido a modo de gas domiciliario.

Según datos oficiales divulgados por YPFB durante la inauguración de la planta, la capacidad de producción de GNL es de 210 TMD, cantidad que es distribuida a 27 poblaciones lejanas a los gasoductos convencionales. No obstante, Áñez señaló que algunas de estas 27 zonas cuentan con las estaciones satelitales instaladas e inauguradas, pero que hasta la fecha no existe la distribución a los domicilios.

La información solicitada por este medio a Yacimientos en relación a la producción de GNL en la planta de Río Grande tampoco fue proporcionada.

La planta de Río Grande inició operaciones en agosto de 2013.



LÍOS LABORALES

En agosto pasado hubo una protesta impulsada por un grupo de trabajadores de la empresa argentina Bonnet que derivó en el bloqueo del ingreso y salida de camiones cargados con GLP y gasolina de la planta de Río Grande.

El problema surgió porque Bonnet, en calidad de contratada por YPFB para la construcción de un campamento permanente en el interior de la planta, incumplió con el pago de salarios y beneficios sociales a sus trabajadores. La medida de presión permaneció durante tres días y finalmente los trabajadores recibieron el compromiso de pago con previa mediación de ejecutivos de Yacimientos.



OBSERVAN COMPRA DE TURBINA

Víctor Hugo Áñez informó que en la última reunión de directorio de YPFB se solicitó la autorización para la compra de una turbina con un costo aproximado a 32 millones de bolivianos para reemplazar a una que se encuentra en la planta de Río Grande y que es utilizada en la producción de GLP. Este equipo ingresará a un proceso de Overhaul, en mantenimiento regenerativo que se realiza después de las 30.000 horas de funcionamiento.

Según Áñez, no hubo una satisfactoria explicación técnica para sustentar la compra del nuevo equipo, por lo que solicitará una auditoría técnica y administrativa que permitan determinar, primero, si existe un informe que justifique el costo-beneficio de la adquisición de la nueva turbina en relación a la capacidad instalada de producción de GLP. Segundo, si es que el alquiler de una turbina con similares características resultaba a menor costo y o si se puede esperar la finalización del Overhaul. Y tercero, si es necesario determinar responsabilidades sobre “quién esperó a que se llegue a las 30.000 horas para hacer un cambio”.

En noviembre, Bulo Bulo trabajará a máxima capacidad



La planta de Bulo Bulo producirá a máxima capacidad desde el próximo mes, informó Óscar Barriga, presidente de YPFB, que en los próximos días firmará los contratos para la comercialización de urea en el mercado interno.

El complejo petroquímico, ubicado en la localidad de Bulo Bulo, en el municipio de Entre Ríos de la provincia Carrasco (Cochabamba), fue inaugurado oficialmente el 14 de septiembre y tendrá una capacidad de producción de 1.200 toneladas métricas (TM) de amoniaco y 2.100 TM de urea granulada, un producto que al momento ayuda a producir el 40% de los alimentos cultivados del mundo y cuya demanda global crece a un ritmo anual promedio del 3%, de acuerdo con información de la petrolera estatal.

En los 10 días iniciales de octubre de este año “tendremos los primeros granos de urea comercial. Vamos a iniciar operaciones a un 60% de la capacidad total” de la factoría. “Calculamos que ya vamos a estar produciendo a capacidad máxima en noviembre, a 2.000 o 2.050 toneladas día”, adelantó Barriga a La Razón .

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé que al menos el 80% de la oferta total de la planta se destine al mercado externo, en especial a “Brasil”, al norte de Argentina y Paraguay, y al sur de Perú, mientras que el resto se comercializará en Bolivia. “Ya tenemos” acuerdos concretos para la exportación y “los vamos a ir anunciando seguramente en estos días”, dijo Barriga. Para la venta en el país, en los próximos días “vamos a suscribir los acuerdos comerciales con organizaciones (de agricultores) y empresas públicas y privadas”, detalló.

ESTRATEGIA. Según el Gobierno, “uno de los principales consumidores” de urea en el país será la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos, con la que se prevé producir 60.000 TM del fertilizante de alto impacto NPK por año, además de 16.000 TM de nitrato de amonio grado técnico, que se utiliza como abono agrícola y materia prima para la fabricación de explosivos de uso civil (minería, hidrocarburos y caminos) y militar.

Bulo Bulo, el proyecto más grande en la historia de Bolivia, se instaló con una inversión final de $us 953 millones provenientes de un crédito del Banco Central de Bolivia, cuando la proyectada inicialmente era de 862,5 millones; y se terminó en un plazo de 48 meses, siendo que el previsto era de 30. El retraso provocó que el mismo presidente Evo Morales advirtiera en 2013 a la surcoreana Samsung con sanciones económicas si no entregaba la obra en los plazos establecidos.

El complejo consumirá 50 millones de pies cúbicos de gas por día —volúmenes garantizados preliminarmente hasta 2032— y generará unos $us 233 millones en ingresos anuales, 67 millones menos que los previstos al firmarse el contrato de construcción (300 millones), en septiembre de 2012, antes de la caída de los precios del crudo.

El proyecto debía haberse complementado con la ferrovía de 148 kilómetros (km) Montero-Bulo Bulo, pero la obra no registró un avance significativo en los plazos definidos, por lo que el Ejecutivo rescindió contrato con la empresa a cargo del ferrocarril, la china CAMC. Ahora, el transporte de la producción de la planta estará a cargo de unos 150 camiones.

Para el vicepresidente de Perú, Martín Vizcarra, el “problema” para la exportación de fertilizante boliviano son “los costos de transporte”. “Sería más económico” que el producto llegue al mercado peruano “por tren”, afirmó antes de que el Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia anunciara que al momento se realizan ajustes a la logística de traslado del fertilizante hasta los mercados.

El economista Alberto Bonadona teme que la planta se convierta en un “elefante blanco” porque se cometieron tres errores en su ejecución: la ubicación de la factoría, que encarece los costos de transporte; la falta de mercados seguros; y la carencia de gas suficiente para mantener en funcionamiento la planta, por lo que se deberá acudir a parte de los volúmenes del energético destinados al mercado interno.

Importación de combustibles y lubricantes creció en 40%

La importación de combustibles y lubricantes creció en 40% de enero a agosto, respecto al mismo periodo de la gestión pasada, señala un reporte del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) con datos del Instituto Nacional de Estadística (INE).



“A agosto de 2017, el valor y volumen importado de este grupo mostraron aumentos de 40% y 20%, respectivamente”, señala el reporte. En los ocho primeros meses de la gestión 2016, el valor de importación de combustibles y lubricantes fue de 413 millones de dólares, mientras que en el mismo periodo de esta gestión fue de 578 millones. Sin embargo, el monto es mucho menor al registrado en 2014 cuando fue de 767 millones. Durante los primeros 8 meses de 2017, las importaciones totales del país acumularon 5.983 millones de dólares por la compra de 3,7 millones de toneladas. Las categorías económicas con mayor porcentaje de participación sobre el total fueron: suministros industriales (30% del total importado), bienes de capital (24%) y equipos de transporte, sus piezas y accesorios (16%). El valor de las importaciones se incrementó un 9% comparado al mismo lapso de 2016; pero en relación a agosto de 2015 el valor disminuyó en 6%. El volumen importado tuvo una subida del 5% en comparación al mismo período del 2016, es decir se compraron 178 mil toneladas más. Asimismo, fue mayor en un 6% en comparación a enero-agosto de 2015, que registró 217 mil toneladas más. /ANF

domingo, 8 de octubre de 2017

Mínimo repunte de precios petroleros

En este escenario y faltando algo más de dos meses para concluir el año, no se efectivizó el pronóstico del ministro de Economía, Mario Guillén, quien vaticinó que el déficit comercial (principalmente exportaciones de gas natural) se revertiría en el segundo semestre del año, en razón a mejores precios del crudo en el mercado internacional.

COTIZACIÓN

El precio del barril de petróleo se mantuvo alrededor de $us 50 el barril, pese a que el Banco Mundial había proyectado a principios del año un precio mayor a fines de la presente gestión. El organismo internacional pronosticó $us 70 el barril, un precio que hoy parece inalcanzable a menos que los países productores de la OPEP mantengan creciente la reducción de la producción para afianzar la recuperación de los precios.

Bolivia promocionará áreas a 20 petroleras mundiales



En el marco del IV Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), el Gobierno promocionará las áreas con gran potencial de hidrocarburos a 20 ejecutivos de las petroleras más grandes del mundo.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, señaló que los presidentes de las empresas petroleras más grande del mundo expresaron su interés de realizar “fuertes inversiones” en proyectos de exploración de hidrocarburos.

“Veinte ejecutivos de empresas petroleras tienen mucho interés de hacer fuertes inversiones en Bolivia, por eso hemos destinado una mesa redonda para promocionar las áreas en el sector de hidrocarburos para mostrar las potencialidades, la seguridad jurídica y las oportunidades de nuevos mercados de gas”, informó Sánchez.

La IV Cumbre del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG) se efectuará en la ciudad de Santa Cruz del 20 al 24 de noviembre.

Para el evento internacional, confirmaron su presencia todos los Ministros de Hidrocarburos que conforman el FPEG, además del presidente de Rusia, Vládimir Putin, el Presidente de Guinea Ecuatorial y otros mandatarios que están por confirmar su participación.

El Ministro de Hidrocarburos destacó que Bolivia ofrece seguridad jurídica a la inversión extranjera, y un mercado seguro para la comercialización del gas natural.

Se estima que el foro será el más importante, no sólo por la presencia de las autoridades y ejecutivos de las empresas petroleras, sino también por las declaratorias que saldrán del encuentro.

Sánchez participó en la XIX Cumbre de Ministros del Foro de Países Exportadores de Gas, que se desarrolló en Moscú, y aprovechó para socializar el evento internacional del gas.

YPFB y Gazprom serán socios comerciales de gas



Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la Ruza Gazprom firmaron un memorándum de entendimiento para conformar una empresa mixta de comercialización de gas a Brasil y Argentina.

A través de su filial Gazprom Marketing & Trading y Gazprom Internacional se conformará una sociedad estratégica para satisfacer la demanda gas de los países vecinos.

“El consorcio del gas ruso Gazprom y Bolivia acordaron crear una empresa mixta de mercadotecnia del gas boliviano en los mercados de Argentina y Brasil”, comunicó el jefe de Gazprom EP International, Andréi Fik.

En el marco del Foro Internacional de Gas de San Petersburgo, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, se reunió con los ejecutivos de la empresa rusa, considerada como una de las más grandes del mundo.

“Los 11 años de éxito en el sector de hidrocarburos en Bolivia y el desarrollo de nuestra gente hacen que empresas como Gazprom, número uno en el mundo del petróleo, tenga la seguridad de invertir en Bolivia, tengan mucho interés de cerrar importantes oportunidades de negocio, de inversión en exploración, explotación y comercialización, porque existe seguridad jurídica, alta prospectividad de recursos y excelente mercado”, dijo el Ministro.

En esta oportunidad se llevó adelante la segunda Reunión del Comité Conjunto de Coordinación entre YPFB y Gazprom, en la que se abordaron temas de exploración, el desarrollo de proyectos de gas natural licuado (GNL) y gas natural vehicular (GNV).

La estatal rusa firmará convenios con Bolivia para ejecutar proyectos de exploración.

“Bolivia está dentro del mapa hidrocarburífero mundial, esto antes era imposible, y para el Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG) han confirmado su presencia muchos jefes de Estado, además de ministros del área de estos países”, declaró el Ministro.

sábado, 7 de octubre de 2017

Expertos cuestionaron falta de mercados para planta de urea

Precios, mercado y la localización de la flamante planta de producción de urea y amoniaco fueron objeto de análisis de dos prestigiosos especialistas en materia petrolera, quienes manifestaron criterios coincidentes en torno a las operaciones del proyecto inaugurado hace poco por el presidente Evo Morales y que demandó la millonaria inversión de $us 953 millones de dólares.

Carlos Miranda y Hugo del Granado advirtieron, por separado, que resulta preocupante que la planta no tenga mercados de exportación. Asimismo, expresaron sus dudas acerca de la rentabilidad del proyecto cuando los precios internacionales están deprimidos. Ambos criticaron también la localización de la planta, que se encuentra a 300 kilómetros de la frontera con Brasil, que puede ser el mercado de la urea y amoniaco o servir de tránsito para exportarla allende el océano Atlántico.

LOCALIZACIÓN

Miranda, en reciente artículo que difundió, sostuvo que “si el destino del 90% de la producción de la planta es para exportación, hasta ahora, no tiene ningún sentido que en vez de poner la planta en Puerto Suárez, para abastecer al Brasil, que es uno de los mayores importadores de urea en el mundo, instalemos la planta a más de 300 kilómetros de la frontera”.

Según sostuvo, la planta debía estar concluida en 2015, pero ha sido entregada, con casi tres años de atraso, porque el suelo del Chapare no es apropiado para instalaciones de maquinarias pesadas y la construcción de la misma tropezó con grandes dificultades.

FUNDACIÓN MILENIO

Un informe de la Fundación Milenio coincidió con las opiniones de Miranda y señaló que la decisión lógica habría sido instalar la planta de urea y amoniaco en las cercanías de la frontera con Brasil

“Empero, fuera de toda racionalidad técnica, el proyecto fue ubicado en la región del Chapare, lejos de los mercados de exportación y sin contar con las vías de comunicación para el transporte masivo de su producción”, dijo la Fundación en una de sus recientes publicaciones, citando opiniones del especialista Hugo del Granado.

Milenio indicó que se pasó por alto el hecho de que actualmente los gasoductos de exportación llegan hasta las fronteras con Brasil y Argentina y que, por tanto, resultaría más barato transportar gas que un producto sólido como la urea.

TERRENO

Adicionalmente, en el proceso de construcción se ha verificado que la localización elegida tiene problemas climáticos y de calidad de los suelos, factores que habrían elevado el monto de la inversión inicial indicó Del Granado.

“Para todos nosotros, la decisión de ubicar la planta en Bulo Bulo sigue siendo un misterio. Los extraños están sorprendidos y azorados que Bolivia instale su primera planta de fertilizantes lejos de su mercado de exportación y en el medio del área caracterizada por la producción de coca con destino a la cocaína”, puntualizó Miranda, en su artículo de opinión aparecido en varios medios impresos del país.

TRANSPORTE

En relación al transporte de la urea hasta los mercados de exportación, Miranda señaló que el problema trató de ser solucionado con la construcción de un ferrocarril de Bulo Bulo a Montero, para conectar con el ferrocarril hacia Brasil y Argentina. “En este proyecto, lamentablemente, además, tenemos un cuento chino, porque la empresa constructora china ha abandonado nuestro país, birlándonos unas decenas de millones de dólares”.

PRECIOS Y MERCADOS

Miranda fue explícito al señalar que hasta la fecha la planta no tiene mercados de exportación asegurados.

El precio de la urea en el mercado mundial tiene un comportamiento fluctuante, con tendencia a la baja en los últimos cinco años. De hecho, los precios han estado deprimidos desde 2012, debido al amplio suministro de varias fuentes de producción, además de la crisis de precios del petróleo, que ha impactado a todos los derivados del petróleo y del gas natural sostuvo Del Granado en la publicación de Milenio.

INVERSIONES Y RENTABILIDAD

El analista petrolero Carlos Miranda recordó que después de ocho años de creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) en la Constitución de 2009, solo se tiene una planta de amoniaco - urea en el Chapare, fruto de una decisión política del Gobierno.

“Esa decisión ha atrasado la puesta en marcha del proyecto por más de tres años, elevando la inversión de 650 millones de dólares a más de 800 millones. No se tienen mercados asegurados para la urea ni el amoniaco. Por los altos costos que tendrá el poner el producto en los mercados de exportación, la rentabilidad de la planta es muy dudosa”, incidió el especialista.

OPERACIÓN

Miranda calificó de excelente el proyecto petroquímico en Bolivia, pero advirtió que si la planta de Bulo Bulo no es manejada correctamente, en vez de brindar grandes beneficios, puede convertirse en la fuente de grandes problemas. El exgerente de YPFB, Saúl Escalera, al respecto señaló que en Bolivia existen recursos humanos especializados en petroquímica y sugirió al Gobierno contratar al futuro personal formado en las universidades con estudios de post grado. La planta se apresta a producir, pero con personal de la transnacional Samsung.

viernes, 6 de octubre de 2017

Experto Hugo del Granado Costos recuperables estuvieron encima de la industria mundial

De acuerdo con el analista energético Hugo del Granado, los Costos Recuperables (CR) que reconoce el Gobierno a las empresas petroleras por la producción de gas natural y líquidos se encontraban por encima de la industria petrolera internacional. Datos proporcionados por el experto confirman lo señalado.

ANTECEDENTES

El vicepresidente Álvaro García Linera anunció en agosto pasado un decreto para ejercer mayor control sobre los CR declarados por las petroleras, que comprenden las gestiones 2013 – 2016 y que llegarían a $us 3.250 millones.

García Linera sostuvo que los mismos “se dispararon” en los últimos años. EL DIARIO se comunicó sin éxito con la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía.

Del Granado indicó que mediante decreto, el Gobierno fijó techos para los costos recuperables, debido a que se dio cuenta que las petroleras han cobrado por encima de los patrones internacionales complementó el analista.

DEFINICIÓN

Los denominados Costos Recuperables (CR) se hallan definidos en los contratos de operación y hoy, de servicios petroleros, vigentes desde mayo de 2007. Son los costos incurridos y reportados por el Titular y aprobados por YPFB, conforme al procedimiento Financiero y Contable. El procedimiento figura en el Anexo D de los referidos contratos. Dichos costos deben ser reembolsados por YPFB a las empresas petroleras.

Conforme a la modalidad señalada en los contratos firmados, las empresas petroleras son retribuidas por YPFB mediante una participación en las utilidades –cuyo valor es variable según cada contrato–, además se les paga los costos incurridos dijo Del Granado en un artículo publicado por la Fundación Milenio.

El especialista explicó que el concepto de los CR comprende los costos y las inversiones efectuados por las empresas en el proceso de producción de hidrocarburos, en sus respectivos bloques. YPFB reembolsa los mismos siguiendo un procedimiento de formulación presupuestaria, ejecución, revisión, aprobación y auditaje. Los CR se dividen en Costos de Operación (Opex) y Gasto de Capital o Inversiones (Capex).

INDUSTRIA MUNDIAL

Del Granado consideró que la industria petrolera, a partir de la caída de los precios del crudo en el mercado internacional, tuvo que bajar costos en alrededor de 40%.

Sin embargo –señaló– que en el período 2014-2015 las estadísticas indicaban que los CR de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) solo bajaron en un 0,8%, entreanto, entre 2015-2016, la cifra descendió a 4%, cuyo porcentaje está lejos del 40% de la industria internacional.

COSTO MARGINAL

“Al darse cuenta que la caída de los costos en Bolivia han sido marginales respecto a las estadísticas internacionales, el Gobierno se ha dado cuenta que las empresas estarían cobrando más de lo permitido, de lo establecido, de lo racional, y por lo tanto (puso) techos a esos costos recuperables”, señaló el experto.

CRÍTICAS

La decisión ha provocado críticas de parte de las empresas petroleras porque, en opinión de las petroleras, sería un cambio de las reglas de juego, señaló la presidenta de la CBHE, Claudia Cronenbold, a pocas horas del anuncio del Vicepresidente en ocasión del Congreso de Gas y Petróleo realizado en Santa Cruz hace dos meses.

Del Granado recordó en su artículo que antes de la crisis del precio del crudo, el Gobierno nunca se hizo problemas por los costos recuperables, debido a la bonanza de los recursos y no se fijaron en mil millones de dólares más o menos, pero ahora la situación se modificó, así como los excesos en los gastos, y no ven otro camino que achicar el margen.

DECRETO 3278

El 9 de agosto de este año, el gobierno emitió el Decreto No 3278, con una nueva reglamentación de los llamados “Costos Recuperables”, a tiempo de derogar la reglamentación vigente desde año 2008.

La nueva reglamentación estableció bandas de precios para fijar techos a los costos e inversiones acreditados por las empresas petroleras, para su correspondiente reembolso.


miércoles, 4 de octubre de 2017

Advierten que magnetotelúrica en Tariquía abre puertas a explotación

La Pastoral de la Tierra, Ecología y Medio Ambiente de la Iglesia Católica de Tarija y la Subcentral de Tariquía advierten que tras los trabajos de magnetotelúrica en la Reserva Natural de Flora y Fauna de Tariquía, la intención del Gobierno es abrir las puertas de esta Área Protegida (AP) a las actividades de exploración y explotación hidrocarburífera. El área afectada alcanzaría el 55% de la superficie total.

Cristian Buitrago, miembro de la Pastoral de la Tierra, Ecología y Medio Ambiente dijo que varios estudios dan cuenta que Tariquía cuenta con reservas hidrocarburíferas e incluso gas de esquisto, más conocido como shale gas que daría paso al fracking, un método muy invasivo de explotación que requiere ingentes cantidades de agua.

“Y entonces ese es el riesgo, las empresa petroleras empezaron con la prospección hidrocarburífera y apoyados con la parte legal iniciaron tareas de magnetotelúrica que no requiere del proceso de consulta, pero es la puerta para que venga el resto de las actividades”, señaló durante un foro organizado por la Fundación Jubileo.

Buitrago señaló que a pesar que la magnetotelúrica no requiere de un proceso de consulta a los pueblos indígenas, campesinos y originarios, los impactos ambientales son de importancia, porque implica la deforestación –aunque no en gran escala- además en una zona intangible considerada núcleo de la reserva natural.

“Por otro lado, el jaguar especie en peligro de extinción entre otras 13, como el puma, gato montés, anta, quirquincho están siendo despojadas de su habitad”, señaló.

El secretario de Recursos Naturales y Medioambiente de la Subcentral Tariquía, Francisco Romero, quien arribó a la sede de Gobierno junto a algunos activistas de la defensa de la reserva natural, dijo que esta Área Protegida cumple una función ambiental vital en Tarija porque se trata de la única subregión biogeográfica de bosque húmedo montañoso de Yungas o bosque tucumano boliviano.

“La magnetotelúrica les da las pautas para indicar si tienen que hacer sísmica 2D y 3D, y por lo que hablamos con algunos técnicos de Bolpegas, cuando les pedimos que se vayan de la comunidad porque entraron arbitrariamente, el método de magnetotelúrica no es invasivo, no tiene mucho impacto, pero que la sísmica tiene mucho impacto, y ahí sí deberíamos defender porque generaría cortes en los cursos de aguas subterráneas, con detonación de cargas de dinamita dentro de la tierra”, aseveró.

El dirigente señaló que las comunidades de Tariquía se encuentran en estado de emergencia porque YPFB no hizo ninguna consulta, sólo se acercó a algunos dirigentes a ofrecer caminos, casas o que llevará desarrollo. “Sabemos que los servicios básicos, que no tenemos en Tarija, son un derecho constitucional que tenemos todos los bolivianos”, indicó.

SUPERFICIE COMPROMETIDA

Cristian Buitrago, basado en estudios del Centro de Documentación e Información Bolivia (Cedib), señaló que el 55% de la superficie de la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía se encuentra comprometida para tareas de exploración hidrocarburífera equivalente a 136.277 hectáreas.

Las áreas y campos involucrados son Huacareta, por un contrato con BG Bolivia Corporation; Churumas por contrato con Chaco el 2007; San Telmo, por acuerdo suscrito con Petrobras en 2015, además de Astillero por acuerdo también con Petrobras.

En el Bloque Huacareta dijo que ya se tienen los permisos para perforar los pozos Jaguar x1 Jaguar x2 y Jaguar x3, y denuncias de los dirigentes de la zona dan cuenta que hubo un proceso de consulta previa a la organización paralela y no a la que es reconocida por la federación de campesinos. “Les hacían comer y sus firmas las presentaron como parte de la consulta”, dijo.

Informó que el bloque Churumas se superpone dentro de la zona núcleo y fue cedido a YPFB a través de su subsidiaria Chaco. La solicitud para perforar los pozos Jaguar x1, x2 y x3 ya fue presentada. En tanto que en el bloque Astillero se realizaron los procesos de magnetotelúrica.

El bloque más grande es el de San Telmo que se dividió en dos: San Telmo Norte y San Telmo Sur. También atraviesa el corazón de la reserva, la zona núcleo. Para este bloque se avanzó con la magnetotelúrica que está ya culminada.

“Hace un mes se dieron amagos de enfrentamiento porque los comunarios de Tariquía no dieron consentimiento para realizar ningún tipo de actividad hidrocarburifera en la reserva, quedando inconclusa la magnetotelúrica. Pero ya se presentaron los descargos y la ficha ambiental”, indicó. (ANF)

En noviembre-Santa Cruz Qatar asistirá a foro de gas

El embajador del estado de Qatar, Khalifa Thani Ali – Zarraa, en su visita a La Paz, confirmó la participación de una delegación de su país, a la cabeza del Ministro de Energía e Industria, del foro de exportadores de gas que se desarrollará del 21 al 24 de noviembre en Santa Cruz.

“Nosotros hemos comunicado a la Cancillería de Bolivia la asistencia de la delegación, que será presidida por su excelencia, ministro doctor Mohammed Bin Saleh Al Sada, que es el ministro de Energía e Industria de Qatar, quien estará en el foro de noviembre”, dijo en acto realizado en la Cancillería.

BOLIVIA, SEDE DE CUMBRE

Bolivia será sede de la IV Cumbre de Presidentes del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), actividad que se cumplirá del 21 al 24 de noviembre, en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.

La entidad aglutina a 12 países que son los mayores exportadores de gas en el mundo, entre ellos Bolivia, Rusia, Irán, Catar, Argelia, Egipto, Guinea Ecuatorial, Libia, Nigeria, Trinidad y Tobago, Venezuela y Emiratos Árabes, países de pleno derecho, pero también forman parte otros en calidad de observadores como: Holanda, Irak, Omán, Perú, Noruega, Kazajistán y Azerbaiyán.

PRODUCTORES DEL GAS

Según información del Ministerio de Hidrocarburos, estos países controlan el 42 por ciento del suministro mundial de gas, el 70 por ciento de las reservas probadas, el 40 por ciento del suministro a través de gasoductos y el 65 por ciento del mercado mundial de Gas Natural Licuado (GNL).

En ese sentido, el embajador del estado de Qatar resaltó la importancia de la reunión, que se realizará en noviembre en Santa Cruz y agradeció la acogida del Gobierno boliviano.

VENDRÁ PUTIN

Según información oficial, el presidente de Rusia, Vladimir Putin, de Guinea Ecuatorial, Teodoro Obiang, los cancilleres de Omán, Yusuf bin Alawi, de Argelia Abdelkader Messahel, Trinidad y Tobago Dennis Mosses, Noruega, también confirmaron su participación en el evento.

Está previsto que en la reunión, los miembros del FPEG trabajen sobre las estadísticas de los precios de gas y petróleo.

martes, 3 de octubre de 2017

Asosur pide más control en planta de logística de YPFB

Representantes de la Asociación de Surtidores Privados (Asosur) regional Oruro, piden a las autoridades de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), que se tomen medidas más estrictas en los protocolos de control del área de Logística para que así se evite que salgan carburantes con agua como ocurrió el pasado 13 de septiembre en dos surtidores de la ciudad de Oruro.

El presidente de Asosur Oruro, Reynaldo Gutiérrez, recordó que el pasado 23 de septiembre surgieron varias quejas de propietarios de motorizados, pues en las estaciones de servicio de "San Pedro" dependiente de YPFB y la estación privada "QV2", se vendió gasolina mezclada con agua, a raíz de ello como institución se realizaron diferentes indagaciones para comprobar donde se había generado la falla.

Mencionó que luego de pedir informes a YPFB y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se estableció que fallaron algunos mecanismos de control en el área de Logística "Planta San Pedro", de la estatal petrolera, pues no se habría hecho el varillaje (introducción de una varilla en los cisternas para ver si el producto que sale de la estación con calidad y pureza) y por ende el producto ya habría llegado contaminado a los surtidores, con lo que se aclaró que las estaciones de servicio no fueron causantes de eta irregularidad.

Mencionó que ayer en horas de la mañana se tuvo una reunión con personeros de YPFB Oruro, la ANH, representantes del Sindicato de Transportistas de Combustibles Oruro (Sintraco), y Asosur, para hablar sobre estos temas y evitar que vuelvan a ocurrir en el futuro, en dicho encuentro se ratificó que las fallas fueron internas por lo que se están estableciendo las responsabilidades y sanciones respectivas.

"La explicación que nos dieron fue que se verificó que hubo una omisión de los procedimientos por parte de su personal de YPFB, cosas que se omitieron en los controles y por ello el cisterna salió así, a causa de eso el producto llegó contaminado a los surtidores", mencionó.

Gutiérrez, dijo que como Asosur hicieron una petición a través de su asociación Nacional (Asosur Bolivia), para que se cumplan con todos los controles, y así se pueda detectar si el producto está contaminado antes de que salga de la planta para evitar problemas a terceros, así mismo se pidió que se haga una inspección general a toda la planta de San Pedro para saber en qué condición esta la misma, evidenciar que se está cumpliendo con el mantenimiento respectivo.

Agregó que el pasado viernes se recibió la denuncia de un hecho similar, pues uno de los choferes de las cisternas vio que no se cumplía con los controles respectivos, por lo que pidió una nueva verificación, se encontró que el diésel que se pretendía transportar estaba contaminado con agua, se hizo el cambio de producto antes de que el carburante salga de la planta y genere una nueva polémica.

Embajador Álvarez Pasó invierno, Argentina consumirá menos gas

El embajador de Argentina en Bolivia, Normando Álvarez, informó que debido a que en su país pasó el invierno, a partir de este 1 de octubre disminuirá las nominaciones (demanda) de gas natural boliviano a un promedio entre 15 a 16 millones de metros cúbicos diarios (Mmmcd).

“El pasado (sábado) terminó la época invernal del contrato por el cual Argentina requería más gas, ahora volvemos a partir de 1 de octubre a los envíos de 15 y 16 Mmmcd, y eso significa que pasó el período crítico para Argentina, y también para el Gobierno porque Brasil pide más a veces”, señaló durante un conversatorio con algunos medios.

El diplomático argentino saludó que el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, haya anunciado que este año se contratará a la empresa certificadora de reservas hidrocarburíferas en Bolivia lo que permitirá difundir información oficial hasta el próximo año, porque permitirá encarar nuevos contratos después del 2026.

BRASIL

“Creo que Bolivia tiene gas y por eso negocia a mediano y largo plazo con el Estado brasileño (…). Tenemos contrato hasta el 2026 y como dijeron seguro que luego firmaremos contrato hasta el 2035; ustedes saben que Argentina es uno de los países que más gas consume en el mundo, no solo por la industria, sino también por el gas domiciliario y el invierno húmedo que tiene”, acotó.

Álvarez recordó que Argentina enfrentó el período alto de consumo energético no solo con el gas de Bolivia sino también con el gas natural licuado (GNL) que tuvo que comprar a Chile. Según datos oficiales, el promedio de envío de gas al mercado argentino en el período de invierno osciló en 16,3 Mmmcd.

De acuerdo con el contrato de compra venta de gas con Argentina, la petrolera estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se comprometió a enviar a Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa), desde el 1 de mayo hasta el 30 de septiembre de cada año, un mínimo de 20,3 Mmmcd para cubrir el volumen comprometido para el período de invierno.

VOLÚMENES

En el período de verano del 1 de octubre al 30 de abril, YPFB debía garantizar un máximo de 20,3 Mmmcd pero Enarsa podría recibir un mínimo de 16,7 Mmmcd, mientras que para el período de invierno YPFB debe enviar en promedio 23,3 Mmmcd y Enarsa está obligada a comprar 20,3 Mmmcd (mínimo) que es el 85% del máximo de volumen contratado.

Bolivia produce actualmente cerca de 60 Mmmcd, según datos oficiales, siendo el mercado nacional de prioridad, seguido de Brasil y en tercer lugar, Argentina.

viernes, 29 de septiembre de 2017

Gobierno calcula la existencia de un potencial de 9 TCF de gas en Santa Cruz



El departamento de Santa Cruz tiene un potencial hidrocarburífero de al menos 9 trillones de pies cúbicos (TCF), reveló el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sanchez.

El dato fue revelado el lunes por la noche durante la presentación del stand del sector hidrocarburos en la Expocruz 2017, que se desarrolla en esa región oriental del país.

“Hay un pozo que está en perforación que es Río Grande, considerado un megacampo”, sostuvo Sánchez, según cita una nota institucional.



Señaló además que las regalías por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que recibió Santa Cruz suman más de $us 2.300 millones en 11 años, mientras que entre 1985 y 2005 (20 años) fue solo de $us 559 millones.

“Nunca Santa Cruz ha recibido tantos recursos. Los 11 años de Evo Morales han sido cinco veces más que los 20 años de otros gobiernos”, remarcó.

Hidrocarburos está en proceso de contratación de la firma que certificará las reservas hidrocarburíferas.

“Actualmente tenemos cuantificado alrededor de 10 TCF teniendo un factor de reposición mayor a 1 TCF anual, lo que significa reponer e incrementar las reservas”, precisó este martes en una comparecencia ante una comisión de la Asamblea Legislativa. (26/09/2017)

Regalía petrolera disminuye un 1,9% al primer cuatrimestre de este año



Al primer cuatrimestre de este año, los ingresos que perciben los departamentos productores de hidrocarburos por la explotación de esta riqueza fueron en aumento debido a una mayor demanda de gas natural por parte del mercado brasileño, aunque aún están por debajo de lo obtenido en igual período de 2016.

De acuerdo con el último reporte estadístico publicado por el Ministerio de Hidrocarburos en su sitio web, los departamentos productores recibieron entre enero y abril de este año $us 98,76 millones por la explotación hidrocarburífera, un 1,9% menos de lo reportado en igual período de 2016, cuando la suma llegó a $us 100,72 millones.

El 20 de julio, La Razón publicó que de enero a febrero de este año el ingreso que se percibe por la regalía petrolera cayó un 22% respecto a igual periodo de 2016, al haber pasado de $us 52,47 millones a $us 40,8 millones. También se informó que la recaudación de ambos periodos estaba inclusive muy por debajo de los $us 96,22 millones obtenidos durante el primer bimestre de 2015 o de los $us 130,36 millones del año precedente.

La regalía se calcula sobre el 11% de la producción fiscalizada departamental de hidrocarburos y los beneficiarios son los departamentos donde se origina la producción que son Tarija, Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca.

Por otro lado, existe una regalía nacional compensatoria consistente en el 1% sobre la producción fiscalizada nacional de hidrocarburos cuyos beneficiarios son los departamentos de Beni y Pando. El Tesoro General de la Nación (TGN) participa con el 6% sobre la producción nacional fiscalizada.

Regalía Departamental (11%)

(En millones de $us)




Enero


Febrero


Marzo


Abril


TOTAL

2016


27,37


25,10


27,00


21,25


100,72

2017


20,39


20,41


27,13


30,83


98,76

FUENTE: MINISTERIO DE HIDROCARBUROS

YPFB aprueba licitación para certificar reservas


El directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) aprobó el inicio del proceso de licitación para adjudicar a una empresa internacional, el estudio que certifique las reservas de gas del país hasta el 31 de diciembre de 2016.

“Ya se aprobó en el directorio de YPFB este proceso. Se están redactando los términos de referencia. Esperamos que se adjudique hasta antes de fin de año”, manifestó el ministro de Hidrocarburos, Alberto Sánchez, quien funge también como presidente de dicho directorio.

La autoridad señaló que los resultados de la certificación se conocerán en mayo de 2018. Sánchez se presentó ayer a declarar ante una petición de informe oral propuesta por los diputados Rose Marie Sandóval y Luis Vaca, en la comisión de Economía Plural de la Cámara de Diputados.

Certificadas

Las últimas reservas certificadas de gas alcanzan a 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF) según los valores señalados en 2013.
Los costos de la certificación de los hidrocarburos se estiman en $us 3 millones.

La diputada Sandóval exigió al ministro que presente los contratos de cada empresa certificadora desde 2005.

El primer trimestre del 2018 se sabrá si hay hidrocarburos en el altiplano

Los resultados de los trabajos de aero gravimetría y aero magnetometría efectuados por la empresa Canadiense "Sander Gheophysics" en la parte occidental del altiplano para saber si hay la probabilidad de existencia de hidrocarburos, se conocerán hasta el primer trimestre del 2018, según afirmó el asambleísta departamental Vladimir Rodríguez, quien efectúa un seguimiento al tema.

La autoridad que funge como presidente de la comisión de Minería en la Asamblea Legislativa Departamental, explicó que hasta el momento el proyecto avanzó en un 20% en cuanto a las sobrevuelos que se efectúan en diferentes zonas del altiplano, para sacar resultados sobre la posibilidad de existencia de hidrocarburos en el altiplano boliviano considerado como zona no tradicional.

Mencionó que estos sobrevuelos se realizan en las zonas altiplánicas de Oruro, Potosí y La Paz desde junio del presente año, su conclusión está prevista en el primer trimestre del 2018, donde se mostrarán todos los datos de las labores de aero gravimetría y aero magnetometría que se cumplen por parte de la empresa "Sander Gheophysics".

"Se está haciendo el seguimiento respectivo a la exploración de hidrocarburos dentro de nuestro departamento, son más de 156 mil kilómetros que estas naves tienen que recorrer, esto concluirá el primer trimestre del 2018 con un informe el cual sea positivo o negativo los orureños tenemos que saber si existe o no hidrocarburos en nuestro departamento", mencionó.

Explicó que el proyecto cuenta con la licencia ambiental correspondiente y se considera un proyecto no invasivo o de afectación a las zonas porque se realizan por el aire.

El proyecto tiene una inversión de 57.524.400.00 bolivianos montos que son cubiertos por el Gobierno central a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

"Existen documentos pasados donde se explica que hubo exploración, por ejemplo el caso de Toledo donde hubo perforaciones hasta los mil metros y existe un pozo sellado que nadie puede abrir sin previa autorización de YPFB, si existe realmente reservas todos los orureños nos sentiremos orgullosos de ello" agregó la autoridad.

miércoles, 27 de septiembre de 2017

Por $us 3 millones YPFB contratará empresa para certificación de reservas

Durante su informe oral ante la Comisión de Economía Plural de la Cámara de Diputados, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó que a la fecha no hay una empresa contratada para la cuantificación y certificación de reservas hidrocarburíferas en el país, y que la modalidad que empleará YPFB será la de contratación directa por licitación, por un valor estimado de $us 3 millones.

Según el experto, Carlos Miranda, existe una contradicción en la modalidad señalada por el ministro Sánchez, porque en una licitación intervienen varios proponentes. Es posible que YPFB invite a un par de empresas y luego elija a una, sostuvo ante una consulta realizada anoche por EL DIARIO.

DECLARACIÓN

“YPFB sostiene que la contratación de la empresa de consultoría para la cuantificación y certificación de reservas de hidrocarburos en Bolivia, al 31 de diciembre de 2017, se realizará bajo la modalidad de contratación directa, con el método de selección y ubicación, calidad propuesta técnica y costo, de acuerdo al reglamento de contratación de bienes y servicios en el marco del decreto 29506 y sus modificaciones”.

Ante la observación de la diputada Rosemary Sandoval (UD), que citó que el 11 de julio 2017 el Vicepresidente del Estado aseguró que ya se contrató a la empresa que se hará cargo de la certificación de reservas de hidrocarburos que tiene Bolivia, en tanto el ministro de Hidrocarburos señaló que “YPFB no ha realizado la certificación de reservas de hidrocarburos al 31 de marzo de 2017, en la gestión 2017 (…). No hay ninguna empresa que se haya adjudicado”.

LEY 3740

Sandoval recordó que la Ley 3740 del 31 de agosto de 2007 de Desarrollo Sostenible del sector Hidrocarburos establece la obligación de certificar reservas hidrocarburíferas hasta el 31 de marzo de cada año, lo cual no se habría cumplido desde el 2013.

El Ministro de Hidrocarburos, quien también funge como presidente del Directorio de la estatal petrolera YPFB, dijo que se aprobó en esta instancia todas las contrataciones mayores a un millón de dólares, incluida la de la certificadora de reservas.

“Estamos en el proceso de contratación, esperemos que se adjudique hasta antes de finales de año y los resultados imaginamos que tendremos en mayo de 2018, que se tendrá la certificación de reservas al 31 de diciembre de 2016”, precisó.

COSTO

Anticipó que se estima un costo de $us 3 millones para la contratación de la certificadora de reservas, que debe considerar aspectos históricos y otros de tipo técnico.

“Es mucha plata así que he explicado cuál es el concepto de la certificación que es cuando se hace un descubrimiento (…). En 2006, 2007 y 2008 YPFB declaró desierta la licitación para la cuantificación de reservas; el 2009 se hizo la certificación con la empresa Ryder Scott, la cual certificó 9.94 trillones de pies cúbicos (TCF), ahí continuó la segunda campaña exploratoria, por lo que el 2013 se hizo la siguiente certificación de reservas con la empresa GLJ, la cual certificó 10,45 TCF, y ahora está previsto, en este último ciclo exploratorio, realizar la certificación al 31 de diciembre de 2017”, mencionó.

Según Sánchez, actualmente se cuenta en el país con reservas cuantificadas en 10 TCF, teniendo un factor de reposición mayor a 1 TCF anual, lo que significa reponer e incrementar las reservas.

martes, 26 de septiembre de 2017

Guinea confirma presencia en Foro del Gas



El presidente de Guinea Ecuatorial, Teodoro Obiang, confirmó su participación en el IV Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), evento internacional programado para noviembre en Santa Cruz.

En el marco de la Cumbre de Naciones Unidas, desarrollada en Nueva York, el Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, sostuvo reuniones bilaterales con representantes de varios países integrantes del FPEG.

“Nos hemos reunido con el presidente de Guinea Ecuatorial, Teodoro Obiang, quien confirmó su participación en el IV Foro”, informó el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez.

También se reunió con los cancilleres de Omán, Yusuf bin Alawi; de Argelia, Abdelkader Messahel; Trinidad y Tobago, Dennis Mosses; Egipto, Sameh Shoukry, además de la Secretaria de Estado del Ministerio de Asuntos Exteriores de Noruega, Tone Skogen, quienes confirmaron la participación de sus ministros de Hidrocarburos.

Los diplomáticos señalaron que harán todas las gestiones para que sus presidentes también asistan al foro de gas.

“Con todas las autoridades que nos hemos reunido nos han expresado que sus empresas petroleras estatales desean participar en el Seminario de CEO, por ejemplo Argelia, según dijo su Canciller, quiere ver alguna opción de negocio en Bolivia”, remarcó Sánchez.

La IV Cumbre de Presidentes del FPEG se realizará en noviembre en la ciudad de Santa Cruz. Esta organización aglutina a 12 países que son los mayores exportadores de gas en el mundo.

Declaran a Santa Cruz como zona 100% B-SISA



La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) confirmó ayer que el departamento de Santa Cruz fue declarado 100 por ciento B-SISA, en el marco del 207 aniversario de su gesta libertaria.

Boliviana de Sistemas de Autoidentificación (B-SISA) es un sistema de información sobre la comercialización de combustibles en el territorio nacional, elaborado en su totalidad por la ANH; el cual corresponde al Plan Integral de Información Nacional y fue aprobado por Resolución Administrativa RA ANH UN N° 012/2015, del 19 de julio del 2015.

El B-SISA es un sistema integral que permite supervisar y controlar el flujo en la comercialización de combustibles en estaciones de servicio de combustibles líquidos y/o gas natural vehicular. El departamento de Santa Cruz tiene 206 estaciones de servicio en operación, distribuidas a lo largo de su territorio.

Todas ellas cumplen con la normativa y las condiciones técnicas B-SISA y cuentan con el sistema de facturación integrado, además del uso del sistema de Control de Gota, el cual es un componente integrado de la entidad.

Las empresas que proveen el sistema de facturación a las estaciones de servicio del departamento de Santa Cruz son la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Gasolutions, Petrobox, CAT, Infocenter y Softcontrol; aprobadas por el ente regulador de los hidrocarburos.

Todas las estaciones en el eje metropolitano, que comercializan Diesel Oil (DO), están habilitadas para distribuir ese insumo a los productores agropecuarios.

lunes, 25 de septiembre de 2017

Experto Mauricio Medinaceli Producción de urea es rentable con precios de gas subsidiados

En opinión del analista petrolero Mauricio Medinacelli, la producción de urea de la planta de Bulo Bulo, recientemente inaugurada por el presidente Evo Morales, es rentable, pero con precios del gas natural subsidiados.

En un primer análisis de las cifras del proyecto, el experto tomó también en cuenta el millonario crédito otorgado por el Banco Central de Bolivia con 1% de interés anual.

RENTABILIDAD MODESTA

Medinaceli partió del supuesto que la planta estaría operando a su máxima capacidad de 2.100 toneladas de producción al día, aunque aclaró que la rentabilidad sería modesta tomando en cuenta las dos consideraciones anteriores.

El analista boliviano que trabaja por estos días en Afganistán indicó que también era posible elaborar otro escenario donde el proyecto no contaría con el apalancamiento de crédito del Banco Central por $us 953 millones que es el costo de la planta y dijo que si se mantenía el precio del gas natural subsidiado, el retorno de la inversión se encontraría entre 5% y 8%, operando al 60% de su capacidad. Advirtió, sin embargo, que dicho retorno comenzaría a ser negativo, por lo que sería urgente capturar mercados.

CRÉDITO BLANDO

“Ya quisiera yo y seguro todos ustedes recibir un crédito así”, dijo Medinaceli en su blog al referirse a la condiciones blandas del empréstito otorgado al proyecto por el instituto emisor. La Libor es el valor es una tasa de referencia diaria basada en las tasas de interés a la cual los bancos ofrecen fondos no asegurados a otros bancos en el mercado monetario mayorista o mercado interbancario.

INGRESOS

Respecto de los ingresos obtenidos supuestamente obtenidos por el proyecto gubernamental, las estimaciones del analista apuntaron a un monto bruto de $us 250 millones que podría aumentar a $us 300 millones, “siendo generosos”, agregó.

Dijo que por la exportación de gas natural a Brasil y Argentina, en el mejor momento de precios y volúmenes, Bolivia recibió como ingresos brutos (exportaciones) aproximadamente $us 6,000 millones y ahora que las cosas no van muy bien, aproximadamente la mitad ($us 3,000 millones).

“Por tanto, el proyecto de urea es 10 o 20 veces más pequeño que los proyectos de exportación de gas natural diseñados y gestionados (con reservas de gas certificadas) antes del “nuevo amanecer”… antes del año 2006”, puntualizó en el blog.

BRASIL

El Brasil sería uno de los mercados potenciales para la urea boliviana. Según el presidente de YPFB, Óscar Barriga la demanda estaría en los estados de Matto Grosso, aunque no hay en firme ninguna negociación. Por el lado de Argentina el embajador, Normando Álvarez, indicó la semana pasada que en cualquier negociación, y si son volúmenes grandes, los precios juegan un papel importante.

GANANCIAS

Al respecto, Medinaceli aclaró, que el mayor beneficiado de los mencionados ingresos sería YPFB a costa de precios del gas natural (utilizado como materia prima) y que estarían muy por debajo de los precios de exportación. Sugirió que para compensar a las regiones productoras, debido al menor precio del gas natural, YPFB debería transferir el 70% de las utilidades a dichas regiones..

OTROS PAÍSES

Medinaceli admitió que este tipo de proyectos funciona muy bien cuando el gas natural abunda, el país tiene acceso a la costa y el tamaño del mercado es gigante. “Quiero concentrarme en el primer argumento, el gas natural abundante. Cuando un país “ya no sabe qué hacer con su gas” el costo marginal es muy bajo, por ello, puede darse “el lujo” de precios pequeños de dicho gas natural (utilizado como materia prima). Pero también hay países donde el asunto no funciona, advirtió.

En el caso hipotético de una planta que vendía urea (a precios subsidiados) a los agricultores de la región. ¿Cuál fue el problema? Que muchas de las personas que compraban la urea a precios subsidiados, luego la revendían en el mercado negro al país vecino. En Bolivia le llamaríamos: el contrabando de urea.

miércoles, 20 de septiembre de 2017

Invertirán más de $us 1.000 millones para buscar 8,26 TCF de gas


El Estado invertirá $us 1.185 millones en la exploración de nuevos yacimientos de gas natural en el departamento de Santa Cruz, en cuatro años. Con estos recursos se espera que YPFB Corporación incorpore 8,26 Trillones de Pies Cúbicos (TFC) del combustible a sus actuales reservas.

La cifra forma parte de un plan de inversión de $us 4.200 millones en el sector que la estatal prevé ejecutar desde 2017 hasta 2021.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, señaló que el reto más grande que tiene Bolivia es la exploración, por eso el departamento de Santa Cruz es una de las regiones más importantes dentro de esa política.

En la región oriental la estatal YPFB cuenta con 16 áreas reservadas, pero se ha dado prioridad a cinco: Caranda, Carohuaicho 8D, La Peña, Río Grande y Tacovo.

“Ahora estamos perforando unos de los proyectos más importantes, que es Río Grande Profundo. Además, Tacovo está en la etapa de pruebas y tenemos muchísimos proyectos de exploración y explotación”, manifestó la autoridad del sector.

Son áreas antiguas

Para el exsecretario de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, José Padilla, el anuncio de inversiones en exploración es importante, pero observó que las áreas priorizadas son zonas antiguas.

“Son áreas donde años atrás Yacimientos dejó estudios”, dijo la exautoridad.

El especialista aseguró que el país necesita invertir más de $us 8.000 millones en exploración. Con el monto se pueden conseguir hasta 46 TCF de reservas de gas, según el cálculo del experto.

En la actual situación, el país, según el experto, necesita garantizar sus reservas para mantener los contratos de exportación a Brasil y Argentina.

Es buena idea
Para el exsuperintendente de Hidrocarburos Hugo De La Fuente, en las áreas mencionadas el factor de éxito es alto.

Agregó que una de las particularidades de las zonas cruceñas es la gran concentración de crudo que existe en el subsuelo. “Aparte del potencial en gas se pueden encontrar buenos caudales de petróleo”, aseguró De La Fuente.

Detalles de la inversión

Gas domiciliario
La estatal YPFB Corporación entregó 3.125 conexiones de gas domiciliario que benefician a 15.625 habitantes de la zona del Plan 3.000. En este proyecto la estatal invirtió $us 26 millones.

RÍo Grande
Para la búsqueda de gas yacimientos programó una inversión de $us 343 millones. El potencial es de 1,5 TCF.

Inversión histórica
Entre 2006 y 2016, en Santa Cruz se invirtieron $us 4.261 millones en toda la cadena hidrocarburífera, según YPFB.

Desarrollo de campos
Se tiene previsto que el Estado invierta en los próximos cuatro años cerca de $us 1.670 millones.

Videos de la Inaguracion de la Planta de Industrializacion de Amoniaco y UREA de Bulo Bulo







Argentina no se ofreció como seguro comprador de la urea

Argentina no ofreció certezas sobre la compra de la urea boliviana, pero dejó en claro que a los grandes compradores les importa el precio.

“Usted sabe que los grandes compradores se fijan más en el precio, nosotros vamos al super y compramos, en cambio los grandes compradores se fijan en el precio, me imagino que si conviene se hará un muy buen negocio”, declaró el embajador Alvarez.

“Imagino que sí, ojalá sea así, porque ha sido un gran esfuerzo del Gobierno boliviano, me parece que hay que acompañar, a veces en igualdad de precios, pero de países hermanos; al comprar de otros países de otras partes del mundo hay diferencias”, señaló el diplomático.

CULTIVOS

El diplomático dijo que en Argentina se requiere de urea por las extensas superficies sembradas de trigo y soya. “Se verá el costo del traslado también, por eso es importante el ferrocarril, se está terminando la construcción del ferrocarril que va por Yacuiba y esa va ser una buena salida (hacia Argentina) el transporte es importante”, dijo.

El consejero para Asuntos Económicos y Comerciales de la Embajada de Argentina, Pablo Ciotti, dijo que la cercanía de la planta de producción de urea hace interesante el producto, sin embargo, señaló que la compra en sí correría más por cuenta del productor privado.

“La compra en todo caso correría por parte del privado, como dice el Embajador dependerá de las particularidades de la producción, será muy interesante la llegada al Norte de Argentina y ahí se va notar nuestras afinidades, porque es un producto interesante”, puntualizó.

DEMANDA

Ciotti dijo que Argentina, con una población mayor a 40 millones de habitantes, produce para aproximadamente 400 millones de personas, por lo que siempre requerirá de urea. “Es un número importante, aparte el sector agrícola- ganadero es enorme para lo que es el país y las necesidades también son enormes”, apuntó.

Durante la inauguración de la Planta de Urea y Amoniaco, el 14 de septiembre, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, afirmó que hay cinco potenciales mercados para el fertilizante. Sin embargo, casi de inmediato el vicepresidente de Perú, Martín Vizcarra, señaló que su país requiere el producto, pero que sería más recomendable competir la exportación en tren y no en camiones, por cuestión de costos.

CAMIONES

Según Sánchez, la actual logística de la urea comprende el transporte del fertilizante en 105 camiones trailers por día, desde Bulo Bulo hasta los puntos de transbordo. Luego serán vagones de tren que trasladen el producto a la localidad de Montero en el departamento de Santa Cruz.

“Nuestro mercado interno será Bolivia, obviamente, entre 10 y 20%, y el mercado de exportación será del 80 al 90%. Los mercados potenciales son Mato Grosso, Mato Grosso del Sur (En Brasil), Perú, Argentina y Paraguay (…). La ubicación que era la mayor debilidad, hoy en día es la mayor fortaleza”, señaló.

Explicó que el precio final de la urea estará entre 450 y 500 dólares la tonelada. Sin embargo, recomendó al presidente de YPFB, Óscar Barriga, negociar en los próximos días con los productores agrícolas bolivianos mejores precios.

YPFB beneficia con gas domiciliario a 15.625 habitantes

El presidente en ejercicio del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, entregó ayer 3.125 conexiones de gas domiciliario que benefician a 15.625 habitantes de cuatro distritos de zonas periurbanas de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.



“Las personas que viven en esas 3.125 casas su vida hoy va a cambiar, pues se trata de una obra considerada de mayor impacto social porque permite mejorar la calidad de vida de las familias cruceñas de los distritos 8, 10, 14 y 16, donde se encuentran zonas como el Plan 3.000, El Bajío, El Dorado y Nuevo Palmar”, destacó el presidente de YPFB, Óscar Barriga Arteaga. Los habitantes de estas zonas se benefician con instalaciones gratuitas de gas a domicilio concretadas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, brazo operativo de la Nacionalización de los Hidrocarburos. Las conexiones de gas a domicilio demandaron a la estatal petrolera una inversión de Bs 26.074.177. El costo aproximado por cada instalación llega a $us 788, monto subvencionado en su integridad por el Estado Plurinacional de Bolivia, gracias al proceso de cambio. Para beneficiar a parte de la población de los cuatro distritos de la capital cruceña, donde habitan por lo general familias de bajos recursos económicos, YPFB tendió 135.080 metros de red secundaria, ejecutó obras civiles y mecánicas. La entrega de las conexiones de gas domiciliario forma parte del programa de festejos por la efeméride departamental de Santa Cruz. En estos distritos las conexiones internas de gas alcanzarán a 4.881 hasta el año 2026, según una proyección efectuada por la estatal petrolera. El energético que llega por cañería, otorga mayores beneficios a las familias, por ser un combustible seguro, cuyo suministro en el tiempo se encuentra garantizado y que tiene costo significativamente menor al GLP.

YPFB no ejecuta cortes por exceso de consumo


CONSULTA

La CAINCO pide a YPFB responder con claridad si hay posibilidad de aceptar nuevos requerimientos de provisión para la industria en general y Estaciones de Gas Natural Vehicular.

YPFB Redes de Gas dejó en suspenso el cumplimiento de la advertencia de corte que hizo el pasado mes a los industriales de Chuquisaca, si éstos se excedían del rango de consumo de gas natural contratado. La CAINCO pidió a sus afiliados insistir con solicitar una mayor asignación a partir de la aclaración que realizó el Vicepresidente de YPFB descartando escasez del energético en Sucre.

El 8 de agosto, YPFB Redes de Gas Chuquisaca notificó a una decena de industrias locales, advirtiéndoles que si continuaban consumiendo un volumen mayor al contratado iba a proceder con el corte inmediato del servicio.

A más de un mes de esa conminatoria, hay empresas que al no poder reducir su consumo, gestionan ante YPFB la firma de nuevos contratos con mayores asignaciones de gas natural.

Consultada, una de las industrias notificadas por YPFB, que evitó ser nombrada por temor a las represalias, comentó que desde el problema se hizo público a través de los medios de comunicación las “amenazas” de corte pararon y que YPFB está evaluando sus solicitudes de ampliación.

En ese entonces negó que el ducto esté funcionando al límite y aseguró que YPFB tiene capacidad disponible para traer inclusive un 20% más de gas a Sucre por la infraestructura actual de transporte.

El gerente General de la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo (CAINCO) de Chuquisaca, Lorenzo Catalá, informó que el 31 de agosto enviaron notas a YPFB Redes de Gas, a YPFB Transporte y a la Gobernación, pero ninguna respondió a sus consultas.

Ante tal situación, sugirió a las industrias respaldarse en las palabras del Vicepresidente de YPFB y presentar nuevamente sus proyectos de ampliación o de requerimiento de gas.

"Lo que hemos dicho a nuestras industrias es que vuelvan a introducir sus solicitudes para que con esa promesa del Vicepresidente esos proyectos puedan ser atendidos sin ningún tipo de restricción, sin que se disminuya absolutamente nada", sostuvo.

Planta de urea proveerá insumos para otro fertilizante



La planta petroquímica de amoniaco-urea se complementará con otros proyectos de industrialización para producir fertilizantes más completos y de gran demanda, además de proveer materia prima para fabricar explosivos.

El Ministro de Hidrocarburos señaló que la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) tiene previsto producir otro tipo de fertilizante más completo para cubrir la demanda de la industria agrícola.

“El nitrógeno-fósforo-potasio (NPK) se utiliza en otros tipos de cultivos, cuyo uso mejora el rendimiento de las cosechas, permitiendo obtener mayores y mejores ganancias a los productores del agro”, informó Sánchez.

Según las proyecciones de la EBIH, se estima producir cerca de 60.000 toneladas métricas (TM) al año de NPK, con lo que se podría satisfacer la demanda interna.

La estatal EBIH también proyecta producir nitrato de amonio-grado técnico (no explosivo) con el fin de proveer materia prima para la fabricación de explosivos de uso civil. Este producto tiene gran demanda en la minería, petrolera, caminos, Fuerzas Armadas, entre otros sectores productivos.