viernes, 18 de agosto de 2017

Industrias piden anulación de alza de 48% en tarifas de gas

La Cámara Nacional de Industrias manifestó ayer su rechazo a la Resolución Administrativa RAR-ANH-ULGR-N° 0331/2017, emitida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que dispone el 48% de incremento de la tarifa de gas natural a todas las industrias de Bolivia. La medida entró en vigor el 15 de este mes de agosto.

TARIFAS

El presidente de la CNI, Horacio Villegas, explicó que el valor del millar de pies cúbicos de gas natural se cotizaba en $us 1,70, pero a partir de la medida de la ANH, ese mismo volumen se elevó hasta $us 2,50, lo que representa un aumento del 48%.

Villegas dijo al respecto que es imposible que este sector, que genera 112 mil puestos de trabajo en Bolivia, pueda absorber el costo de la nueva tarifa que estableció el Gobierno para un componente primordial del costo del producto.

DISCRIMINACIÓN

Señaló, de otra parte, que el incremento tarifario dispuesto por las autoridades, es discriminatorio, porque es el único sector que pagará los costos de los precios internacionales del hidrocarburo.

Los precios petroleros bajaron el mercado internacional, cuyo hecho incidió en un menor valor del gas exportado a los mercados de Brasil y Argentina, lo que provocó una merma de la renta petrolera para el Estado, así como a las instancias subnacionales como las alcaldías, gobernaciones y universidades.

COSTOS Y PRECIOS

“La industria definitivamente consume energía. Todas las industrias manejan energía y energía térmica, (y el) incremento de esta energía (gas), definitivamente determinará el incremento de costos y probablemente tenga que haber un ajuste de precios en los productos de consumo o uso de la población”, alertó el dirigente empresarial.

OTRAS MEDIDAS

Lamentó que ante del ajuste puesto en vigor por la ANH existía ya la posibilidad del cierre de industrias. Dijo que “el sector no sólo recibió ese golpe, sino una cantidad adicional de medidas desde hace tiempo, a lo que se suman, los costos productivos, la política laboral, reglamentaciones y nuevas normas oficiales que tenemos que cumplir; por lo que ese es un costo adicional que va afectar a muchas industrias”, advirtió.

“En vez de que las industrias dediquen tiempo a ser más productivas, a buscar nuevas ideas, ahora tienen que hacer todo lo contrario, ya que deberán pensar para no cerrar, no despedir o no salir del mercado”, sostuvo Villegas.

PLANIFICACIÓN

Afirmó también que “un ajuste de 50% en el precio del gas natural muestra que no hay una planificación adecuada; reiteró que pedirán la anulación del incremento. En el transcurso de las siguientes horas se enviará una carta al Presidente, ya que el sector no está preparado para asumir esta situación”.

Bolivia era un referente a nivel regional, por tener precio bajo para la energía, pero con la determinación de las autoridades nacionales la situación se modificó; Villegas sostuvo que, al parecer, los industriales del país subvencionarán el costo doméstico (gas domiciliario) y el consumo de vehículos (GNV).

DATOS

- La CNI estima que el incremento de la tarifa del gas natural para el sector industrial representaría un sobrecosto de Bs 130 a 150 millones.

- En la gestión 2012 el importe por concepto de gas natural del sector industrial llegó a Bs. 249 millones, el cual aumentó este año.

- La medida constituye un desincentivo para la industrialización, y es contradictoria con el repetido discurso gubernamental de desarrollo industrial manufacturero y cambio de la matriz productiva del país.

- El incremento de la tarifa de gas natural afectará negativamente a la industria nacional que representa 16% del Producto Interno Bruto (PIB) y que genera más de 112 mil empleos directos formales.

- La aplicación de la citada resolución, restará productividad y competitividad a la industria nacional e impulsaría el incremento del contrabando y la importación de productos manufacturados.

- El sector industrial es el mayor consumidor de gas natural en Bolivia con cerca del 50,6% del consumo doméstico, superior al consumo comercial, GNV y doméstico.

jueves, 17 de agosto de 2017

Chuquisaca tiene principales áreas de exploración


INVERSIÓN

En 2016 se invirtieron $us 83,98 millones en la cadena hidrocarburífera de Chuquisaca. Sólo a exploración se destinó $us 50,47 millones. La proyección de inversiones para esta gestión es de $us 233,3 millones, acentuando la actividad exploratoria con la premisa de seguir encontrando recursos naturales, con $us 16,9 millones.



Seis de los 11 proyectos de exploración que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) dará prioridad entre 2018 y 2019, en la perspectiva de aumentar y reponer las reservas de hidrocarburos, involucran al departamento de Chuquisaca.

Estos 11 proyectos tienen un potencial de 12,16 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural. Están distribuidos en Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz, Cochabamba y Beni.

Se trata de Jaguar, Ñancahuazú, Boyuy, Río Grande La Peña, Iñiguazu, Sararenda, Itacaray, Los Monos, Caranda Profundo, Sipotindi y Tacobo X1001ST. La producción de los mencionados proyectos comenzará en caso de éxito exploratorio y se extenderá hasta 2021.

Estos proyectos exploratorios que “se atienden con prioridad” abarcan los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz, según la estatal petrolera. Entre las empresas operadoras que trabajan en estos prospectos están Shell, Repsol, Total-Gazprom, YPFB Andina, YPFB Chaco, Petrobras, Casa Matriz y Pluspetrol.

Adicionalmente, YPFB Corporación tiene contratos de servicios petroleros para exploración y explotación entre los que se encuentra las áreas Isarsama, El Dorado Oeste, Huacareta, Azero, Carohuaicho 8A, 8B, 8C, 8D y Oriental.

Como resultado de la Ley de Incentivos, impulsada por el Gobierno central, se encuentran en proceso de aprobación por la Asamblea Legislativa Plurinacional los contratos de servicios petroleros para las áreas Charagua, Aguaragüe Centro, Itacaray, Abapó y Yuchán y se encuentran en negociación San Telmo y Astillero.

Según el mapa exploratorio de YPFB, los seis proyectos que abarcan Chuquisaca ya sea íntegra o parcialmente son Azero, Itacaray, Aguarague Norte, Huacareta, Capipipendi y Carohuaicho.

Siempre respecto a los prospectos que involucran a Chuquisaca, en el bloque Azero el primer pozo a ser perforado se denomina Ñancahuazú; en Itacaray, el Itacaray; en Aguarague Norte, el Sipotindi; en Huacareta, el Jaguar; en Caipipendi, el Boyuy; y en Carohuaicho 8D, el Sararenda.

El ex senador y entendido en temas petroleros Fernando Rodríguez considera importante todo lo que se haga en exploración para reponer las reservas y la producción utilizada en los últimos años, considerando que Bolivia se acerca “peligrosamente” a un momento en que la demanda es mayor que la oferta para cumplir los contratos de exportación y fundamentalmente para el creciente mercado interno.

Respecto al Boyuy, cuya estructura está en Tarija y Chuquisaca, el pozo exploratorio fue ubicado en Tarija. El Gobierno tiene la esperanza de que este nuevo prospecto sea otro gran descubrimiento como lo fue el campo Margarita.

Rodríguez recuerda que Repsol retoma este proyecto que estaba a cargo de la venezolana PDVSA, que ya debió perforar “varios pozos” pero “no se hizo nada”. Boyuy está al lado del Margarita-Huacaya.

“Hablando de Boyuy, que estará entre (los campos) Sábalo y Margarita, se puede afirmar casi con certeza que va a existir gas; por ejemplo, si tenemos una estructura geológica entre Margarita y Sábalo, al medio, y en los prospectos tenemos dos megacampos, casi con certeza vamos a apuntar positivamente”, destaca.

El experto ve similar perspectiva con la exploración en el campo Sipotindi del bloque Aguarague Norte, donde si bien será “un poco más complicado”, porque todavía en el Aguarague Profundo no se ha descubierto gas, puede ser un gran descubrimiento en la medida que abra la frontera más al este, es decir, hacia la llanura.

El bloque Huacareta, que antes se llamaba Entre Ríos, es parte de una estructura compartida entre Chuquisaca y Tarija.

A esta suerte de posibilidades se debe sumar al bloque Azero, cuya estructura es más grande en Chuquisaca que en Santa Cruz y es colindante con el megacampo Incahuasi.

“Todos estos temas deberían merecer una fiscalización por parte de nuestros parlamentarios, en el cumplimiento de los contratos y en cumplimiento de los cronogramas de exploración, de desarrollo de los campos y sobre todo de inversión que es importante”, remarca.

Agrega que al margen de esas áreas exploratorias, tiene una “observación seria” respecto al bloque Itacaray que fue otorgado a la petrolera GTLI cuando su responsable era Luis Carlos Kinn Franco, hermano del ministro de Obras Públicas de entonces José Kinn Franco.

“No sabemos en qué ha quedado ese contrato porque ese prospecto es muy interesante, está aledaño al campo Huacaya, prospecto que tenía unas grandes perspectivas y que durante cinco años no se hizo nada. Esperemos que se retome esto por YPFB o alguna otra empresa para poder tener un resultado futuro”, resalta Rodríguez.

Chuquisaca tiene grandes perspectivas hidrocarburíferas porque está en la parte alta de la estructura geológica.

Sin embargo, el éxito depende de los estudios preliminares que se están realizando. “Si se está haciendo el pozo ya es un avance positivo, si hablamos de que en este año y el próximo vamos a perforar el pozo Boyuy en el bloque Caipipendi, que es compartido con Chuquisaca y Tarija, en 2018 podríamos tener los resultados y si estos son positivos ya directamente hacer el desarrollo del campo”, subrayó.

Rodríguez considera que YPFB debe priorizar sus inversiones en las áreas tradicionales de hidrocarburos y dejar a las petroleras privadas que arriesguen sus grandes capitales en las no tradicionales.

Pero ahora con YPFB y las grandes petroleras en las áreas tradicionales se deben apurar las inversiones para encontrar más gas y reponer de alguna manera parte de las reservas consumidas en los últimos diez años.

“Nos estamos comiendo un promedio de 0.7 TCF por año en cuanto a mercado interno y a exportaciones, y eso supone que en diez años nos podemos estar comiendo toda la reserva que existe, es decir, los remanentes de los campos actuales”, subraya.

La declinación de los grandes campos es inminente, según Rodríguez. Por ejemplo, las reservas de San Alberto bajaron de una “manera dramática”. “Su producción está ya en picada, este campo producía entre 18 y 20 millones de metros cúbicos al día y actualmente está en seis u ocho millones.

“En el caso del campo Sábalo, de la misma forma, si bien no es tan vertiginosa su caída pero ya bajó a menos de la mitad la producción de estos megacampos”, menciona.

No ocurre lo mismo con Margarita-Huacaya, sin embargo. Este megacampo descubierto en 1998 hoy es el reservorio más grande del país, aportando con más de la mitad de la producción de líquidos y con más de un tercio en gas natural.

El pozo Huacaya 2 que fue perforado en Chuquisaca generará una ingreso anual de $us 134 millones

El pozo exploratorio Huacaya 2 del megacampo Margarita-Huacaya, que fue perforado en territorio chuquisaqueño, alcanzará su producción máxima de 3 millones de metros cúbicos día (MMmcd) el primer semestre del próximo año y generará una ingreso anual de $us 134 millones.

Según YPFB, el Huacaya 2 empezará a producir 1 MMmcd a partir de septiembre y el primer semestre del próximo año incorporará los restantes 2 MMmcd.

El potencial de gas natural de Huacaya 2 está en el orden de 3 MMmcd, aspecto que permitirá garantizar los volúmenes comprometidos para el mercado interno y externo. El incremento en la producción generará una ingreso anual de $us 134 millones.

La producción de gas de este pozo permitirá garantizar los volúmenes comprometidos por el campo Margarita-Huacaya, cuya obligación contractual es de 18 MMmcd y que actualmente tiene una capacidad de procesamiento de 19 MMmcd.

Por tratarse de un campo compartido, es probable que Chuquisaca y Tarija reciban un porcentaje de las regalías que generará el Huacaya 2, lo que se podrá conocer sólo cuando se actualice el factor de distribución que el Gobierno se comprometió realizar en este semestre.

Aunque en un acto público, el presidente Evo Morales dijo que el Huacaya 2 al estar sólo en territorio de Chuquisaca, excluiría a Tarija de los beneficios de las regalías.

PERFORACIÓN E INVERSIÓN

La perforación alcanzó una profundidad de 6.378 metros, convirtiéndolo en el pozo más profundo de la Cuenca del Subandino Sur. El objetivo original era la formación Huamampampa, a 5.900 metros. Su perforación se inició el 17 de octubre de 2015 y culminó el 30 de abril de este año.

La inversión en los trabajos de perforación será de $us. 112 millones y la puesta en producción demandará un total de $us.139 millones.

Se pudo comprobar la presencia de los reservorios H1B e Icla en el extremo norte del campo Huacaya, con un espesor mayor al previsto inicialmente.

Las arenas detectadas en el nivel Icla constituyen un verdadero hallazgo, pues el último pozo en el que se evidenció la presencia de esta formación fue el Margarita 7, el cual está ubicado diez kilómetros al sur de Huacaya 2.

El Área de Contrato Caipipendi también abarca territorio del departamento de Tarija y todos los reservorios del área serán desarrollados y explotados de manera integral por el Consorcio integrado por Repsol E&P Bolivia S.A. (37.5%-Operador), Shell Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia (37.5%) y PAE E&P Bolivia Ltd. (25%) en el marco del contrato de operación suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

El pozo Huacaya 2, cuya vida útil es superior a los 20 años, es parte del campo Margarita-Huacaya, en el Área de Contrato Caipipendi. Está ubicado en la provincia Luis Calvo, en el departamento de Chuquisaca, donde también se encuentran los pozos Huacaya 1 y Margarita 7. El área también abarca territorio del departamento de Tarija y todos los reservorios de la región serán desarrollados y explotados de manera integral.

Producción

La producción promedio de gas en Chuquisaca subió de 0,8 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas que producía el 2006 a cerca de 6 MMmcd en la actualidad. Sin embargo, con la entrada en producción del Pozo Huacaya 2 se adicionará un volumen de 3 MMmcd, haciendo un total de 9 MMmcd.

Se estima que la producción de gas en Chuquisaca el 2024 llegaría a los 16 MMmcd, lo que permitirá incrementar los ingresos para el departamento.



Foro por el gas Bolivia invita formalmente a Vladimir Putin

El canciller boliviano Fernando Huanacuni informó ayer que en su visita a Moscú entregó una invitación dirigida al presidente de Rusia, Vladimir Putin, para que participe en el IV Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), que se realizará el próximo 24 de noviembre en la ciudad oriental de Santa Cruz, a 840 kilómetros al este de La Paz.

Señaló que el Gobierno de Rusia, tras recibir esa invitación, manifestó el interés de asistir a ese foro con una delegación importante.

Adelantó que ese evento marcará los “lineamientos políticos que constituye la energía para el futuro”, además de debatir temas de comercialización y exportación de gas.

Los países que forman parte del FPEG son Argelia, Bolivia, Venezuela, Egipto, Irán, Catar, Libia, Nigeria, Emiratos Árabes Unidos, Rusia, Trinidad, Tobago y Guinea Ecuatorial, y en calidad de observadores Irak, Kazajistán, Países Bajos, Noruega, Omán y Perú.

Por su parte, el canciller ruso, Serguéi Lavrov, informó que su país espera que el FPEG defina el programa de acción de los productores de gas.

El jefe de la diplomacia rusa observó, además, un aumentado interés mutuo de los dos países en los proyectos de inversión en el ámbito petroquímico, agrícola y de transporte.

Rusia y Bolivia sostienen que su relación bilateral vive el mejor momento no sólo en temas energéticos, sino también referidos a la economía en general, además del nivel político, por lo que se prevé concretar “grandes inversiones” entre ambas naciones.

Lavrov subrayó que las empresas rusas Gazprom y Rosatom están desarrollando activamente la cooperación con Bolivia en materia de energía. (Agencias)

Plantas de urea y de tuberías inician la era de la petroquímica

Entre septiembre y diciembre de este año se iniciará la era de la petroquímica en el país. Las plantas de urea y amoniaco y la de tuberías y accesorios para redes de gas son los proyectos de industrialización del gas impulsados por el Estado.

El documento Memoria de la Economía Boliviana 2016, del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, explica que la industrialización del gas natural se encuentra subdividida en dos fases: la primera fue concluida con la construcción y funcionamiento de las plantas separadoras de líquidos Río Grande en Santa Cruz y Gran Chaco de Tarija que iniciaron operaciones en 2013 y 2015.

Ambos proyectos permitieron a Bolivia dejar de exportar el gas rico —o gas enriquecido— a Brasil y Argentina, pero principalmente permitió incrementar los volúmenes de gas licuado de petróleo (GLP) para el mercado interno con la planta de Río Grande y la exportación con Gran Chaco que además permitirá suministrar la materia prima a la industria petroquímica que se construye en el país.

Precisamente, según la Memoria Económica 2016, la segunda fase del proceso de industrialización del gas se focaliza en la industria petroquímica. Esta etapa, considerada la más trascendental, comenzó con la edificación de la Planta de Urea y Amoniaco en Bulo Bulo, Cochabamba, que según confirmó el presidente Evo Morales, comenzará a comercializar fertilizantes agrícolas desde septiembre, el 80% para el mercado brasileño.

El segundo proyecto petroquímico es la planta de propileno y polipropileno para la producción de plásticos duros que será instalado en el municipio Yacuiba, Tarija. Esta obra demandará $us 2.200 millones.

Asimismo, está en construcción la planta de producción de tuberías y accesorios de redes de gas en El Alto, el cual tiene un avance del 72%. El proyecto está a cargo de la compañía coreana Consorcio Wonil Eng-Cosmo I&D Co, que firmó un contrato con la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) en octubre de 2016.

De acuerdo con un acuerdo, la firma coreana deberá realizar la ingeniería, construcción y puesta en marcha de la obra hasta diciembre del presente año.

Según el Ministerio de Hidrocarburos, este proyecto tendrá una capacidad de producción de tuberías de 3.882 toneladas al año y 251.000 piezas año de accesorios que coadyuvarán en el montaje de 100.000 instalaciones de gas domiciliario.

Su operación cooperará en la ejecución del Plan de Desarrollo Económico Social 2016 –2020, fundamentalmente en programas sociales y aportará a la diversificación de la matriz productiva.

“La universalización del servicio de gas domiciliario se constituye en una de las principales y prioritarias acciones que lleva adelante el Ministerio de Hidrocarburos a través de YPFB, para dar seguridad, comodidad y cuidar la economía de las familias bolivianas (...)”, dijo la viceministra de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Margot Ayala.

miércoles, 16 de agosto de 2017

YPFB, con premio a mejor estand en Expochaco



El Gobierno Autónomo Regional del Chaco y el Comité Organizador de la segunda versión de Expochaco Sudamericano otorgaron a YPFB el premio al mejor estand del pabellón internacional por ser el más visitado, innovador y tecnológico.

El gerente de Expochaco Sudamericano 2017, Gilmo Cardozo, agradeció la presencia de la empresa más importante de los bolivianos en la feria, institución ­—nacionalizada el 1 de mayo de 2006— que mostró los proyectos más importantes que tiene en beneficio de los bolivianos y principalmente de los habitantes del Gran Chaco, sostiene un comunicado de prensa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El diseño moderno, con líneas simples y sobrias, del stand de la petrolera permitió a los visitantes conocer el trabajo que desarrolla la empresa estatal. Difundió información de industrialización, explotación, medioambiente y otros.

Autoridades locales como el ejecutivo seccional de Desarrollo, José Antonio Quecaña, el Alcalde Ramiro Vallejos y concejales que visitaron el stand de YPFB, reconocieron y destacaron la presencia de la firma estatal en la feria exposición.

La Expochaco Sudamericano, en su segunda versión, se convirtió en una de las ferias más importantes del sur del territorio nacional, tomando en cuenta que alrededor de tres mil empresas del interior y del departamento de Tarija participaron para ofertar lo mejor de sus productos a empresarios bolivianos y de países vecinos como Argentina y Paraguay.

YPFB se consolidó en 11 años como la empresa nacional más grande e importante del país. Durante ese tiempo desarrolló varios proyectos de exploración y explotación con la finalidad de garantizar el abastecimiento de combustibles para el mercado interno y la exportación a los mercados de Brasil y Argentina, además impulsó el proceso de industrialización de los hidrocarburos.

lunes, 14 de agosto de 2017

Aceites de YPFB cuidan la industria



La maquinaria pesada de los sectores de minería, hidrocarburos, agricultura y construcción, entre otros, cuenta ya con una línea de 17 lubricantes fabricados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

La nueva familia de aceites está compuesta por el HAD ISO 68 y el LUB AOH ISO 32, 46, 68, 100 y 150 para sistemas hidráulicos; el LUB MGC 40 para motores estacionarios a gas; el LUB ATB ISO 100 y 150 para turbinas; el LUB MPN ISO 100 y 150 para equipos de perforación neumática, y el LUB EPS ISO 68, 100, 150, 220, 320 y 460 para todo tipo de engranajes industriales, de acuerdo con datos de la petrolera estatal.

Estos productos son “resultado de un estudio de muchos años” y representan “un salto cualitativo en el desarrollo” de aceites para la industria ligera y pesada, destacó durante el lanzamiento de la nueva línea el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

Los aceites, que cuentan con diferentes grados de viscosidad, son fabricados bajo “altos estándares de calidad” y están avalados con certificaciones otorgadas por organismos internacionales, como American Petroleum Institute (API), informó YPFB Refinación.

“Todas estas familias de lubricantes han tenido un excelente desempeño en las pruebas más exigentes y condiciones más severas”, en las que fueron utilizadas por “los diferentes fabricantes de equipos industriales y las marcas más reconocidas”, dijo Sánchez.

Refinación cuenta también con una línea automotriz y una línea de grasas, productos que se fabrican en la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba.

El Extrem G12, producto bandera de la compañía, por ejemplo, es un lubricante multigrado que mantiene limpios los pistones y las anillas; evita la formación de depósitos y lodos originados por elevadas temperaturas de operación, y protege a los vehículos que cuentan con turbocompresores, catalizadores o sensores de emisión de gases. Proporciona también excelente lubricación, tanto a temperaturas ambiente bajas como elevadas, además de un óptimo arranque en frío.


sábado, 12 de agosto de 2017

YPFB Corporación Ministro Sánchez presidirá Directorio

La Cámara de Senadores sancionó la modificación al Parágrafo III del artículo 22 de la Ley N° 3058 de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos, que establece que la Presidencia del directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) dejará de ser dirigida por el presidente de la entidad y será ejercida por la ministra o ministro de Hidrocarburos.

“El Presidente Ejecutivo es la Máxima Autoridad Ejecutiva de YPFB. La Presidencia del Directorio será ejercida por la Ministra o el Ministro de Hidrocarburos”, señala el parágrafo modificado de la Ley de Hidrocarburos.

JUSTIFICACIÓN

Con esta modificación se pretende dar cumplimiento a la “Agenda Patriótica 2025” y el “Plan de Desarrollo Económico y Social 2016 – 2020”, además de mejorar la gestión de YPFB así como la fiscalización y control de actividades que realiza la estatal.

En un plazo máximo de 60 días, el Órgano Ejecutivo elaborará y aprobará los nuevos estatutos de YPFB. El documento fue remitido al Órgano Ejecutivo para su promulgación.

jueves, 10 de agosto de 2017

Los años perdidos de YPFB

Hasta mediados de 2014, cuando el crudo estaba por encima 100 $us/Bl, todo era exitoso para el Gobierno. El Ministro de Hidrocarburos aseguraba el inicio de la exportación de electricidad (LR 08.09.2014), se hacían pruebas en la planta Gran Chaco, se inauguró la planta de licuefacción de LNG en Río Grande, se instalaron dos nuevas plantas en las refinerías, empezaron a operar Karachipampa y la termoeléctrica del Sur, todo con inversión estatal (ED. 14.09.2014). El optimismo gubernamental parecía no tener límites, pese a que la Fitch Ratings alertaba sobre el bajo nivel de las reservas de gas y el peligro de subir el riesgo país por la alta dependencia de las materias primas.

Haciendo un balance del sector y de YPFB en el tiempo transcurrido desde la caída de los precios del petróleo, también a mediados de 2014, se encuentra que fue tiempo perdido por encargar la gestión a personal sin experiencia, ineficiente y corrupto.

No se trató únicamente de la coyuntura desfavorable de precios, sino de la incapacidad para enfrentarla con medidas sensatas que amortigüen la crisis, pese a todas las alertas que el Gobierno recibió.

Al tomar posesión de sus despachos, tanto el actual Ministro de Hidrocarburos, como el anterior presidente de YPFB, aseguraron que el año 2015 sería el Año de Exploración, porque se contaba con planes e inversión de las subsidiarias y de las contratistas en 86 áreas y 63 proyectos.

Las equivocaciones empezaron cuando se encargó a la casa matriz tareas exploratorias en áreas reservadas asignadas para el efecto, en franca competencia con las subsidiarias Chaco y Andina, y un mayor presupuesto que ellas. En Itaguazurenda, que se dijo tenía un potencial de un millón de barriles, la casa matriz perforó el primer pozo en el lugar equivocado, que resultó seco.

Lo mismo sucedió con el pozo perforado en Boquerón, que se dijo descubrió 28 millones de barriles con un valor de 1.700 MM$us y debía producir 5.000 BPD. A la fecha y tras la perforación de dos pozos secos, el campo produce sólo 37 BPD. El caso Boquerón se ha repetido continuamente en áreas en las que aún sin perforar se anuncian reservas de varios TCF de gas.

El fracaso exploratorio ha sido grande, ni la casa matriz ni las subsidiarias han aportado con descubrimientos y toda la esperanza de éxitos está en las contratistas.

En enero de 2015, el Ministro de Hidrocarburos declaró que para enfrentar la crisis de precios se había decidido aumentar la producción de gas hasta 69 MMM3/d, diversificar las exportaciones a GLP, LNG, fertilizantes y electricidad. Todo fue hecho al revés. La producción de gas empezó a caer desde el año 2014; a la fecha, la producción se encuentra en 57 MMM3/d; el LNG no llega ni a los municipios locales; la exportación de GLP continúa confinada a Perú y Paraguay, en pequeñas cantidades; no hay producción de fertilizantes ni se exporta electricidad a ninguna parte.

Los proyectos de industrialización tienen problemas sin resolver. La separadora de Río Grande trabaja a la mitad de su capacidad y la de Gran Chaco al 27%, por falta de mercados o por falta de gas; la planta de LNG, inaugurada en febrero de 2016, trabaja parcialmente por desperfectos después de sólo 15 meses de funcionamiento y necesita repuestos nuevos; la planta de fertilizantes, que debía inaugurarse el año 2015, no tiene fecha de inicio de operaciones por razones desconocidas; la construcción del ferrocarril Bulo Bulo-Montero resultó una odisea que no termina; el proyecto de polietilenos fue postergado indefinidamente y la construcción de la planta de polipropileno fue anulada ante una adjudicación de escándalo.

Los sobreprecios en las compras y los proyectos han sido una constante acompañada por licitaciones arregladas a la medida de los proveedores. Los millonarios casos de Drillmec y Tecnimont son los últimos ejemplos del cúmulo de desatinos.

En octubre de 2015 el Gobierno decidió promocionar las inversiones petroleras y mineras en el país a través de un costoso evento en un lujoso hotel de Nueva York. A dos años de aquello, los resultados son nulos, en parte debido a que las autoridades del sector ni hablaban inglés ni habían tomado la previsión de contratar traductores.

La ignorancia fue más allá de la incapacidad cuando en la crisis del agua en la ciudad de La Paz, en la segunda mitad de 2016, el presidente de YPFB decidió transportar agua potable para uso de la población en cisternas contaminados por carburantes, amparado en falsos protocolos de habilitación, cuando tal uso está terminantemente prohibido por organismos internacionales de salud.

YPFB está semiparalizado por la desconfianza interna y el caos administrativo.

No se podía esperar otro resultado con un ministerio imaginando reservas incalculables y una empresa descontrolada por el derroche del auge.

miércoles, 9 de agosto de 2017

Audivert niega denuncias y dice que no hay pruebas



El ex Director Laboral y Secretario General del Sindicato de Trabajadores Petroleros de YPFB, Carlos Audivert, se pronunció verbalmente para ratificar su rechazo a las afirmaciones del representante de Control Social, quien informó sobre su destitución por uso indebido de bienes del Estado e incumplimiento de deberes.

Anteriormente, el presidente de Control Social, Wilber Flores, informó este diario que Carlos Audivert había sido destituido de la Dirección Laboral de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) tras un proceso interno de la institución que tomó la decisión por acusaciones de uso indebido de bienes y servicios públicos, uso indebido de influencias e incumplimiento de deberes.

En su defensa, el ex Director negó “totalmente” las acusaciones y señaló que es un “tema personal” que busca dañar su imagen y tomar el Sindicato de Trabajadores Petroleros el cual dirige nuevamente. Explicó que tras la publicación de la supuesta destitución los obreros se reunieron de emergencia para posesionarlo como Secretario General a manera de respaldo.

“Es gente que quiere dañar mi imagen, yo estoy muy preocupado, tengo hijos y me molesta que haya personas que hacen lo imposible por querer tomar mi sindicato y eso nunca lo van a poder hacer. Los trabajadores saben quiénes son los corruptos y quiénes no y por eso me respaldaron, porque me conocen”, indicó.

Respecto al uso indebido de bienes y servicios públicos, aclaró en primera instancia que desde el año pasado ya no funge como Director Laboral, por lo que es incorrecto afirmar que “cae” en referencia a la destitución de ese cargo, sostuvo. Cuando asumió el cargo, contó, era llamado permanentemente para cumplir con sus obligaciones en La Paz, desde donde se instruyó su traslado en los vehículos oficiales por su seguridad y resguardo personal.

También negó haber usado el garaje del Distrito Comercial de manera cotidiana, pero aceptó haberlo hecho en tres ocasiones bajo autorización. “Me hice pisar con el tiempo y guardé tres veces. Me llamaron a emergencia de La Paz y no podía dejar mi vehículo en la calle. Entonces, pedí permiso al (Director) Distrital y ahora el portero se niega haberme dado el permiso”, apuntó.

Se lo culpó también por ofrecer puestos de trabajo a cambio de dinero, el sindicalista arguyó que mucha gente se postula a cargos constantemente y como Director sólo cumplió con convocar a nivel nacional.

En cuanto a otras investigaciones a más dirigentes que anunció Flores, dijo que “es como cacería de brujas” ya que quieren destruir el Distrito y el Directorio.

Anunció una reunión con dirigentes para fortalecer su defensa. “No todos somos ladrones, es fácil enlodar a las personas, pero lo difícil es mostrar documentos y aseguro que ese señor no tiene un documento para probar nada”, finalizó.


Petróleo se estabiliza en $us 50 y supera previsión oficial



En el segundo trimestre, el precio del barril de petróleo en el mercado internacional se estabilizó en $us 50, mayor a la proyección del Gobierno de $us 45 inscrita en el Presupuesto General del Estado (PGE) 2017.

El viceministro de Presupuesto y Contabilidad Fiscal, Jaime Durán, explicó que la época de mayor reducción de la cotización del petróleo ya pasó y que ahora se ingresó a un período de estabilización.

“En lo que va del año, el precio del petróleo está entre los 49 y 50 dólares (el barril), es decir ya se estabilizó incluso a un precio mayor al que hemos puesto en el Presupuesto General del Estado (PGE 2017), que es de 45 dólares”, informó Durán en contacto con la Red Patria Nueva.

En mayo de 2008 se registró el precio más alto, con $us 145 el barril, en marzo de 2009 cayó a $us 30, luego hubo una recuperación gradual y llegó a $us 100 en septiembre de 2014, para luego nuevamente bajar en marzo del año pasado a $us 26, señalan los datos oficiales.

Según un informe difundido por la Agencia Internacional de Energía (AIE), el incremento del precio del petróleo a $us 50 el barril se debe al aumento en la demanda del crudo en el ámbito mundial, la baja producción de Estados Unidos y una fuerte disminución de las reservas.
En esa línea, el viceministro Jaime Durán explicó que uno de los impactos de la estabilización del precio del petróleo es que se generará mejores condiciones de crecimiento económico a escala mundial.

Detalló que América del Sur registró índices de crecimiento de -1,6 en 2015 y -2,4 en 2016, pero para este año se prevé un crecimiento positivo.

Indicó que las perspectivas de desarrollo de Bolivia son optimistas porque se basan en el aporte del mercado interno.

martes, 8 de agosto de 2017

35% del parque está comprometido para exploración hidrocarburífera



El 35 por ciento de la superficie del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis) está comprometido para tareas de exploración petrolera, según una investigación del Centro de Documentación e Información de Bolivia (Cedib).

El Tipnis posee una superficie de 1.225.347 hectáreas, de las cuales 427.778 están comprometidas para la exploración hidrocarburífera. Según la investigación del Cedib, los bloques petroleros se denominan Río Hondo, Sécure y Chispani, que inicialmente fueron cedidas a Petrobras y Petroandina SAM.

Según el investigador del Cedib Jorge Campanini, el panorama se agrava por una expansión en la frontera de exploración de este recurso no renovable, ya que existen cuatro proyectos más de exploración que rodean el territorio protegido y que podrían activarse a corto plazo tras la aprobación del Decreto Supremo (DS) 2366, promulgado en 2015.

“Si tienes actividad petrolera dentro de un área protegida, tiene un impacto ambiental (…) porque es una actividad que tiene características agresivas, hay deforestación, hay pérdidas de suelo, se generan un proceso de erosión, colonización, fragmentación social, dependiendo del caso”, detalló Campanini.

En un estudio que realizó la fundación Jubileo en 2013, precisó que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) cuenta con un total de 98 áreas reservadas a su favor, para realizar exploración petrolera. El territorio del Tipnis está incluido dentro de este cálculo.

Campanini explicó que la carretera es un pretexto más para acelerar la exploración petrolera en esa zona. “Curiosamente, es la zona núcleo del parque, que se sobrepone en estos bloques (petroleros). La zona núcleo es como una T en el parque. Entonces la idea de la carretera es cortarlo y en la parte de la cabeza de la T, que está inclinada, están los bloques petroleros en las esquinas”, especificó.

La investigadora Sarela Paz, en una entrevista anterior citada por la Plataforma Energética, manifestó que: “Es claro que el tramo carretero Villa Tunari-San Ignacio de Moxos brindará condiciones para las operaciones petroleras de ambas concesiones. En la comprensión del negocio de hidrocarburos que manejan las transnacionales, las carreteras son ítems de inversión del Estado”.

Los bloques petroleros Chispani y Secuer fueron adjudicados mediante un contrato a la empresa Petro Andina SAM en el año 2008. Tras ser devueltos, pasaron a formar parte del área reservada para la empresa petrolera estatal. “YPFB puede disponer de la misma en una licitación u operar con sus empresas con Chaco o Andina o entregarla a alguna otra transnacional”, dijo Campanini.

Por otro lado, el bloque Río Hondo fue adjudicado a la empresa Petrobras en el año 2007. El mismo fue homologado en 2006. “Habría que saber cuál es la intención de la empresa de conservar este bloque”, añadió.

El Tipnis se encuentre rodeado de cuatro proyectos reservados para YPFB. Durante el último año, se pasó del Chaco tarijeño a la zona subandina norte y la Amazonía. Santa Catalina y Santa Calina 19 rodean al Tipnis desde el norte junto con la zona de Secure. Mientras tanto el área de Litoral la rodea desde el sud junto a la cuarta reserva de San Ignacio. Las cuatro áreas reservadas no operan, tampoco fueron licitadas ni mucho menos son explotadas actualmente.



SOBRE LAS NORMAS

El Decreto Supremo 2366, promulgado en el año 2015 establece en su parágrafo I: “Se permite el desarrollo de actividades hidrocarburíferas de exploración en las diferentes zonas y categorías de áreas protegidas, en cumplimiento a los condicionamientos ambientales establecidos por el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (Sernap) y la Autoridad Ambiental Competente Nacional (AACN), en el marco del presente Decreto Supremo, debiendo prever medidas ambientales adecuadas, con mayor atención en zonas de alta sensibilidad ecológica, para precautelar la conservación de los sistemas de vida de la madre tierra”.

El petróleo de Texas baja un 0,45 % y cierra en 49,17 dólares el barril



El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) descendió hoy un 0,45 % y cerró en 49,17 dólares el barril, mientras la OPEP debate maneras de garantizar que se respetan los pactos que limitan la producción 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 septiembre bajaron 22 centavos de dólar respecto al cierre de la última sesión.

El precio del barril bajó hoy después de conocerse que Arabia Saudí recortará en al menos 520.000 barriles al día su suministro de petróleo en todo el mundo en septiembre, en cumplimiento del pacto alcanzado en enero por los países de la OPEP.

Además, los inversores están pendientes de la reunión de este martes en Abu Dhabi, donde un comité formado por la OPEP y otros grandes productores debate formas de garantizar que se respecta el pacto, que prevé retirar del mercado 1,8 millones de barriles diarios.

Por otro lado, los contratos de gasolina para entrega en septiembre bajaron 1 centavo hasta 1,62 dólares el galón, y los de gas natural con vencimiento en septiembre subieron casi 2 centavos y quedaron en 2,82 dólares por cada mil pies cúbicos. (08/08/2017)

YPFB lleva el gas natural a 23 poblaciones rurales sin ductos



En el marco de las políticas del cambio de la matriz energética nacional, YPFB instaló 23 estaciones satelitales de regasificación (ESR) en poblaciones rurales alejadas y donde no llegan los gasoductos convencionales.

El informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) señala que las ESR llegan a seis departamentos, con excepción de Cochabamba, Chuquisaca y Tarija porque en estas regiones existe el sistema por ductos.

Con la instalación de las plantas de regasificación, las cisternas transportan gas congelado y comprimido a las poblaciones de Ascensión de Guarayos, San Julián, San Javier de Chiquitos, Cabezas, San Ignacio de Velasco y Roboré, en el departamento de Santa Cruz.

En Beni se beneficiaron Guayaramerín, Trinidad, San Borja, Rurrenabaque y Riberalta.
Tupiza, Uyuni y Villazón (Potosí); Achacachi, Copacabana, Coroico, Guanay, Caranavi y Desaguadero (La Paz); Challapata, Huanuni y Llallagua (Oruro) también tienen cobertura de gas natural para los domicilios, según la petrolera estatal.

Para concluir la primera fase, YPFB realiza los trabajos finales de instalación de las plantas de regasificación en Cobija, departamento de Pando; Santa Ana del Yacuma, San Ignacio de Moxos y Mora, en Santa Cruz, y de este modo llegar a 27 poblaciones intermedias con redes de gas con el fin de beneficiar a más de 130.000 habitantes.

La segunda fase proyecta llegar con el combustible por sistema virtual a 33 poblaciones rurales en el período 2017-2021.

PLanta de GNL
El gas que llega a las poblaciones donde no existen ductos se alimenta de la planta de gas natural licuado (GNL), situada en Santa Cruz, que a su vez recibe el energético de la planta de separación de líquidos de Río Grande.

La planta procesa 13,8 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas natural con una capacidad de producción de 210 toneladas métricas por día (TMD) de GNL, señala el informe de YPFB.

Esta infraestructura es un sistema virtual de transporte a través de cisternas especialmente equipadas que llevan el gas hasta las ESR.

El proyecto coadyuvará en el desarrollo de las poblaciones alejadas de los centros urbanos y facilitará su consumo de energía.

YPFB anuncia servicios de gas domiciliario en Pando



Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) inauguró su estand en la Fexpo Pando 2017, que se desarrolla en Cobija, con la participación de diputados y el ministro del Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

Al acto asistieron los ministros de la Presidencia, de Economía, de Obras Públicas, de Medio Ambiente, el Gobernador de Pando, los viceministros de Autonomías, de Transporte, de Medioambiente, los gerentes de BoA, Mi Teleférico, entre otros.

El presidente de YPFB, Óscar Barriga, destacó el desarrollo del mercado interno de gas en Bolivia, que pronto beneficiará al departamento de Pando con gas domiciliario y GNV a través del proyecto GNL.

“Hemos tratado de mostrar en este pequeño estand lo mejor que tenemos como YPFB. Hemos dado una importancia vital al desarrollo de nuestro pueblo basado en el gas. De 2005 a 2017, en el mercado interno hemos pasado de consumir 5 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a cerca de 15 MMmcd, y la proyección que tenemos hasta 2025 es que esos 15 MMmcd se conviertan en 25 MMmcd”, indicó Barriga.

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

“La tecnología nos permite venir desde Santa Cruz en un cisterna criogénico y hacer la descompresión en la estación de regasificación, que beneficiará con gas domiciliario a las familias, al comercio y la industria”, señaló.

Contexto

La estatal petrolera socializa los principales logros de la nacionalización de hidrocarburos en la Fexpo Pando 2017.
Se anuncia la cobertura de gas en el departamento a través de estaciones de regasificación.

lunes, 7 de agosto de 2017

La CBHE organiza la feria de gas y energía



Cien estands, compañías especializadas y proveedoras del sector petrolero y energético, empresas privadas y estatales de los rubros de la construcción, electricidad, banca, seguros y una proyección de al menos 2.000 visitantes serán parte de la décima feria Expo Bolivia Gas & Energía 2017.

El evento se realizará el 23 y 24 de agosto en el Hotel Los Tajibos paralelo al congreso del mismo nombre. Además de empresas del sector energético boliviano, estarán compañías procedentes de China, Estados Unidos, Colombia, México, Argentina, Brasil y Perú.

Yussef Akly, director ejecutivo de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), explicó que “la Expo Energía, que cada año va creciendo, es la oportunidad para que empresas del sector o las interesadas en prestar sus servicios puedan estar presentes, ya que en tiempos de desaceleración económica es cuando se deben buscar oportunidades” de desarrollo.

Con ese fin organizaron un encuentro de negocios en el que empresas del upstream (petroleras) podrán interactuar con un amplio grupo de compañías de servicios especializados y servicios auxiliares en la búsqueda de acuerdos en toda la cadena sectorial.

El encuentro, según detalla una nota de prensa, tendrá un esquema similar al de una rueda de negocios pero con un sistema de citas más dinámico y flexible. El congreso y la feria son organizados por la CBHE; el primero es considerado el mayor evento energético de Bolivia en el que se reúne la comunidad energética local y regional y la feria, organiza desde 2008, es el único espacio de este tipo para el sector.

Para más información contacte a eventos@cbhe.org.bo o al 3538799

Hossein Adeli: 'El mecanismo de cotización del gas cambiará en unos años'

El Secretario General del Foro de Países Exportadores de Gas realiza una evaluación sobre las perspectivas para la oferta y la demanda del energético en el mundo y destaca la importancia del uso del energético para reducir el cambio climático. A través de un traductor, el ejecutivo pondera también los logros alcanzados por Bolivia para desarrollar su industria hidrocarburífera y llamó a “reducir las restricciones” para que mayores inversiones lleguen al país.



Seyed Mohammad Hossein Adeli, secretario general del Foro de Países Exportadores de Gas, participó esta semana, y por segundo año consecutivo, en el Congreso Internacional de YPFB Gas & Petróleo. Adeli representa a una organización que tiene como miembros a Argelia, Azerbaiyán, Bolivia, Catar, Egipto, Emiratos Árabes Unidos, Guinea Ecuatorial, Irán, Libia, Nigeria, Perú, Rusia, Trinidad y Tobago, y Venezuela, y como observadores a Irak, Holanda, Noruega y Omán. Estos países, según datos de la agencia internacional de noticias EFE, controlan el 42% del suministro mundial de gas, el 70% de las reservas probadas del energético, el 40% del suministro a través de gasoductos y el 65% del mercado mundial de gas natural licuado (GNL). “Como organización supervisamos y monitoreamos el desarrollo de la industria gasífera, la analizamos y hacemos recomendaciones”, dijo.

— ¿Cuáles son las perspectivas para la demanda mundial de gas de los próximos años?

— La demanda gasífera está creciendo especialmente por el tema de la conservación del medio ambiente. Hay un deseo general y mayor de usar este recurso como combustible limpio y para reducir las emisiones de CO2 (dióxido de carbono). Desde luego, al mismo tiempo, en los próximos años vamos a tener un suministro adecuado del energético, porque en el pasado —cuando los precios del gas eran muy altos— iniciamos muchas inversiones que en este momento todavía están vigentes, por lo que recién ahora se está empezando a producir más. Muchos de estos nuevos yacimientos vienen de Estados Unidos y Australia. Así que vamos a tener una mayor demanda y también un buen suministro.

— ¿Qué cambios se espera en el precio del combustible?

— El precio del gas mayormente sigue su propia tendencia, a pesar de que normalmente viene detrás del precio del crudo y de que hay una competencia de gas con gas y ciertos mecanismos para fijar precios. Esperamos que el precio del petróleo suba gradualmente un poco, pero para el gas se mantendrá más o menos con el mismo valor y rango que tiene hoy día. NdE. La cotización de cada 1.000 metros cúbicos de gas natural cerró el viernes en $us 2,91 en el mercado West Texas Intermediate (WTI), reportó AFP.

— ¿En qué rango se prevé se mantendrá el precio del hidrocarburo en la próxima década?

— Creo que los precios al igual que el mecanismo (de fijación de éstos) del mercado cambiarán después de algunos años. En temas de precios se buscará un nuevo equilibrio o balance, lo mismo que con la oferta y la demanda. Creo que vamos a encontrar un nuevo balance o equilibrio porque, en este momento, se están haciendo menores inversiones y si esto continúa podríamos tener después de 2022 un nuevo equilibrio entre la demanda y el suministro, lo que desde luego tendrá su propio impacto en los precios del combustible.

— ¿Existen posibilidades reales de que el precio del gas ya no esté indexado al del crudo?

— El mecanismo de indexación al precio del petróleo se mantendrá vigente. La mayor parte de los contratos en el futuro continuarían sobre la base del índice del petróleo. Al mismo tiempo esperamos que alguna nueva tendencia pueda emerger, incluyendo la competencia de precios de gas con gas y también los precios relacionados con los ejes troncales. En este (nuevo) mecanismo de precios híbrido, el valor del gas no solo se relaciona con el del crudo, sino también con los productos del petróleo. Entonces, creo que en los próximos años tendremos otro mecanismo para fijar los precios (del hidrocarburo).

— ¿Algunas cotizaciones podrían entonces independizarse del índice el petróleo?

— Sí, en algunos casos. Sería un mecanismo de fijación de precios más flexible que el anterior.

— En este contexto, ¿cuáles son las perspectivas para la industria gasífera en el mundo? ¿Cuál puede llegar a ser la situación en América Latina?

— En el ámbito global son prometedoras debido a dos cosas. Primero, la demanda por energía primaria (la disponible en la naturaleza) es cada vez mayor y en los próximos 25 años vamos a necesitar 30% más energía de la que tenemos hoy en día. En lo que se refiere al gas, en el ámbito mundial necesitaríamos 50% más gas y la tasa de crecimiento de la demanda del energético para los próximos 25 años es del 1,2%. NdE. Según los datos, la oferta del energético aumentará en 30% en el periodo mencionado, 20 puntos porcentuales por debajo de lo que se requerirá para cubrir la demanda global del combustible. Segundo, debido a los temas ambientales creemos que más países preferirán el gas para reducir las emisiones de C02. Ahora, en Latinoamérica, la demanda por energía primaria está por encima del promedio mundial y también en lo que refiere al gas está creciendo más que el promedio mundial. El crecimiento de gas en la región es del 1,4%, en cambio el promedio mundial es 1,2%.

— En otro tema, ¿cuál es la cantidad mínima de años de duración de reservas probadas de gas natural que un país exportador del combustible debe tener para que su industria gasífera sea sustentable?

— Creo que todos los países exportadores de este combustible hoy en día tienen suficientes reservas como para continuar con su industria gasífera. En Latinoamérica, Venezuela tiene las reservas de gas natural más grandes y después Bolivia. Desde luego que Argentina también es un país gasífero. Todas estas reservas se pueden justificar para la industria del gas. NdE. Un estudio del Instituto de Estudios Avanzados en Desarrollo (Inesad) sobre el crecimiento nacional durante los últimos 25 años hace notar que las “reservas probadas (de gas) de Bolivia alcanzan para 14 años más al nivel de producción actual” y que el tiempo de vigencia de los depósitos gasíferos probados del país es “mucho menor que el promedio mundial, de 54 años”. De acuerdo con el Ejecutivo, el país cuenta hoy con unos 10 trillones de pies cúbicos (TCF) del energético, que alcanzan hasta 2030.

— ¿Cuáles son los riesgos si la cantidad de años de duración de reservas probadas de un país es menor al promedio mínimo (en el mundo)?

— En realidad no hay ningún riesgo. Por ejemplo si hablamos de Bolivia, hay que hacer más inversiones en exploración, esto lo recalco porque existen los recursos, pero hay que invertir en perforación y en exploración.

— Los esfuerzos en Bolivia deben entonces centrarse en la exploración y la explotación...

— No necesariamente centrarse, pero hay que tener cuidado con lo que es la exploración y hay que incrementar también el desarrollo. Yo diría que (los bolivianos) están haciendo un buen trabajo en eso y como el ministro (de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez) anunció existen nuevos campos en los que se están haciendo inversiones (...). Esas son muy buenas noticias.

— ¿Cómo ve el negocio del gas natural en Bolivia?

— Creo que Bolivia es una historia de éxitos, lo digo honestamente. Viéndolo desde afuera, puedo decir que es un buen ejemplo. En una década ha podido desarrollar la industria y se ha convertido en un exportador sólido, confiable, por las ventas externas a dos grandes países como son Argentina y Brasil. Creo que hasta ahora lo están haciendo bien.

— ¿Existen en el país condiciones competitivas para que esta industria reciba mayores inversiones hidrocarburíferas?

— Creo que todos los países están en competencia para atraer mayores inversiones y esto lo hacen de manera que el ambiente doméstico sea más atractivo. Desde luego que hay que tener leyes. La reglamentación es importante para que les dé la garantía y la confianza a los inversionistas del extranjero y habría que reducir las restricciones para las actividades comerciales o de empresas. Espero que esto suceda y puedan tener mayores inversiones.

— ¿Hay acercamientos con Bolivia para nuevas inversiones o financiamiento?

— La mayor parte de la industria del gas recibe sus financiamientos de los mismos compradores, porque en este negocio primero se encuentra a los clientes, a los compradores y éstos financian los proyectos. Es una industria que se autofinancia. Pero hacer una buena gestión es lo importante y Bolivia ha sido un buen ejemplo de eso en los últimos 10 años. Entonces, no es necesario buscar dinero en alguna parte, (la actividad) es algo que se puede financiar, el problema es que hay que saber manejar esos recursos.

— ¿Qué análisis hace sobre el Congreso de YPFB?

— Este evento ha sido exitoso y lo digo porque es la segunda vez que participo, veo que más gente del extranjero está asistiendo y cuanto más extranjeros vengan más ideas nuevas se van a discutir. Tienen que mantener esa identidad internacional que se le da a este Congreso, cuanto más internacional sea más éxito tendrá.

8 actores globales se reunirán en Bolivia

Ocho organizaciones internacionales se reunirán por primera vez en Bolivia para recopilar datos sobre el negocio del gas natural en el mundo, anunció esta semana el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

El encuentro, denominado Joint Organisations Data Initiative (Join), se llevará a cabo el 21 de noviembre en Santa Cruz en el marco del IV Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG).

Además del FPEG serán parte del evento la Organización de Países Exportadores de Petróleo, el Foro de Cooperación de Asia Pacífico, la Organización Latinoamericana de Energía, la Agencia Internacional de Energía, el Foro Internacional de Energía, el Departamento de Estadísticas de la ONU y la Unión Europea. El IV FPEG contempla entre sus actividades una cumbre de jefes de Estado y de Gobierno de la organización —entre los que estarán el ruso Vladímir Putin y el iraní Hasán Rouhaní—, y un seminario internacional en el que los representantes de las grandes petroleras darán a conocer sus criterios sobre la coyuntura actual del sector y las perspectivas a corto y mediano plazo del mercado.

Perfil

Nombre: Seyed Mohammad Hossein Adeli

Profesión: Economista

Cargo: Secretario General del Foro de Países

Experto en temas energéticos e internacionales

El iraní es economista, diplomático y académico con amplia experiencia en la administración pública y los sectores privados de energía, economía y relaciones internacionales. Cuenta además con doctorados en Administración de Empresas y en Economía. En el Gobierno de Irán ocupó posiciones como asesor del Ministro de Petróleo en Asuntos Internacionales, viceministro de Relaciones Exteriores y Asuntos Económicos, gobernador del Banco Central de Energía, asesor del Presidente de Irán y embajador de la República Islámica en Japón, Canadá y Reino Unido. También fue presidente de la Junta Directiva de la Empresa Nacional Iraní de Exportación de Gas. Después del servicio en el Gobierno iraní estableció en 2005 un Instituto de Economía y Estudios Internacionales No Gubernamental, el cual fue el primer grupo privado de expertos en Irán centrado en economía, energía, estudios internacionales y medio ambiente.

sábado, 5 de agosto de 2017

Industrialización será motor del crecimiento desde 2021

Los ingresos que generen los proyectos de industrialización que impulsa el Gobierno serán el motor del crecimiento económico de Bolivia a partir del año 2021, afirmó ayer el vicepresidente Álvaro García Linera.

La autoridad señaló en una entrevista con la Red UNO que la industrialización del gas natural para producir fertilizantes agrícolas, plásticos, el litio, el cloruro de potasio, la exportación de energía eléctrica “serán otras fuentes que mantengan el crecimiento de nuestro modelo económico”.

De acuerdo con el Gobierno, una vez que estos emprendimientos entren en operación se estima que el Producto Interno Bruto (PIB) nacional crecerá entre 5% y 6% por año.

En la actualidad, junto con las exportaciones del gas y la minería, principalmente, la reactivación del mercado interno, a partir de la inversión pública, se constituye en el pilar del crecimiento, destacó García Linera.

Los datos del Gobierno muestran que desde 2006 en Bolivia se logró sacar a casi 1,6 millones de personas de la extrema pobreza a través de la política de redistribución de ingresos.

“Aún nos falta cerca de un millón 600 mil, en tanto vayamos reduciendo la extrema pobreza, ese mercado interno se va a seguir dinamizando”, apuntó.

Bolivia tiene en curso proyectos industriales como la planta de urea y amoniaco (Cochabamba), el litio (Potosí), propileno y polietileno (Tarija), siderurgia en el yacimiento de hierro del Mutún, entre otros.

Urea boliviana se encamina al mercado brasileño

Unas 1.200 toneladas métricas día (TMD) de amoniaco (materia prima para producir 2.100 TMD de urea granulada), que producirá, en primera instancia, la moderna Planta de Urea se encaminan hacia el mercado brasileño de Mato Grosso.

La Planta de Amoniaco Urea, ubicada en Bulo Bulo, central del departamento de Cochabamba, demandó una inversión superior a los 800 millones de dólares (5.568 millones de bolivianos), de acuerdo con fuentes oficiales.

Los fertilizantes obtenidos en esa planta proveerán nitrógeno a los cultivos de soja, maíz, arroz, papa, girasol, trigo y caña de azúcar, entre otros.

Además mejorarán la calidad de los productos agrícolas en el mercado interno que obtendrá el 20% de los fertilizantes y el 80% restante será exportado a países de la región, como Argentina y Brasil.

En ese contexto, el gobernador de Mato Grosso, José Pedro Goncalves, tras una reunión con el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, y el presidente de YPFB, Óscar Barriga, en julio pasado, dijo: "somos el principal productor de proteína vegetal de Brasil, de algodón, de soya, entre otros, y nosotros, los Estados productores, estamos interesados en comprar urea de Bolivia. Podríamos consumir toda la urea boliviana".

Esto sería posible porque la planta de fertilizantes sería de beneficio para el Estado de Mato Grosso en tiempo, costo y almacenaje, pues la distancia aproximada de 1.000 kilómetros entre el complejo petroquímico boliviano y Cuiabá permitirá que el producto llegué al centro de consumo en un sólo día, puesto que el consumo actual de urea de Mato Grosso es superior a 600.000 toneladas año.

El uso de la urea granulada permitirá ampliar el área de cultivo de 2,5 a 17 millones de hectáreas, puesto que éste se usa como fertilizante que proveerá nitrógeno a los cultivos, lo que permitirá obtener productos agrícolas de mejor calidad.

Además, el producto abrirá las puertas a nuevas inversiones en el sector privado industrial, lo cual beneficiará al agricultor boliviano.

La urea se adapta a diferentes tipos de cultivos y su aplicación en un cultivo puede incrementar hasta en un 42% la productividad por hectárea, principalmente en cultivos de cereales.

Los beneficios de la Planta de Amoniaco y Urea no sólo radicarán en la capacidad de producción con un fertilizante de alta calidad y uso masivo en la agroindustria, sino que también se verán multiplicados porque dará un impulso cuantitativo y cualitativo a la industria agrícola y pecuaria del país, e impulsará el sueño económico e integrador de los bolivianos permitiendo hacer realidad el corredor bioceánico mediante una vía de ferrocarril que una al oriente y occidente de Sudamérica.

jueves, 3 de agosto de 2017

Ex director de Yacimientos afirma que es calumniado



El ex Director Laboral de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se pronunció mediante una misiva en la que tildó de calumnias las afirmaciones de Control Social, cuyo dirigente informó sobre su destitución. Anunció medidas legales.

El presidente de Control Social de Chuquisaca, Wilber Flores, informó anteriormente a CORREO DEL SUR que el entonces director Laboral de YPFB, Carlos Audivert, fue destituido tras un proceso interno de la institución que tomó la decisión por uso indebido de bienes y servicios públicos, uso indebido de influencias e incumplimiento de deberes.

Audivert, mediante una carta a este diario censura las declaraciones del Presidente de Control Social, tildándolas de calumnia y anuncia que se encaminará en vías legales.

“Soy juicioso de las medidas legales que tomaré frente al responsable de estas declaraciones, que como dije antes, constituyen el delito de calumnia que una vez se encuentre consumado podré exigir las rectificaciones y sanciones correspondientes”, señala un párrafo del documento.

Alega que este diario no intentó comunicarse con él cuando insistentemente el periodista llamó a su número personal que dejó como referencia en la carta.

Hasta ayer, las llamadas siguieron derivando al buzón de voz y en su lugar de trabajo no supieron cómo ayudar en el contacto.

Shell Brasil expresa interés de comprar gas boliviano a partir de 2019

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, y el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Oscar Barriga, viajaron a Brasil para sostener importantes reuniones, una de ellas con el gerente de la empresa Shell Brasil, Christian Iturri, quien expresó el interés de la firma por comprar gas boliviano a partir de 2019.

“Shell Brasil se encuentra analizando distintas alternativas para abastecer la demanda local de gas. El gas boliviano se presenta como una opción muy interesante para satisfacer las necesidades de este mercado”, sostuvo Iturri en el encuentro, según un boletín del Ministerio de Hidrocarburos.

En ese marco, el Ministro de Hidrocarburos de Bolivia dijo que “Shell Brasil tiene el interés de comprar gas a partir del 2019 y es otra gran oportunidad para comercializar el gas boliviano”.

“Estamos seguros que nuestro gas es importante en el Brasil, es muy competitivo frente a las otras opciones, por lo cual, en los futuros contratos vamos a tener mayores ingresos para el Estado boliviano”, agregó.

La reunión se realizó en la ciudad de Río de Janeiro, Brasil y a la conclusión del encuentro, Iturri manifestó que las conversaciones con Bolivia son “auspiciosas” debido a que “podrían existir sinergias entre las actividades hidrocarburíferas de Shell en Bolivia y las necesidades de gas en Brasil”.

“Bolivia es el corazón energético de Sudamérica y es el punto de balance para la producción y consumo de gas de los diferentes países en el cono sur”, aseveró Iturri.

A contramano, Sánchez explicó que "el desarrollo del megacampo Huacareta, de 13 trillones de pies cúbicos (TCFs), donde Shell Bolivia es titular y operador, podría ser la base para este nuevo contrato, en una nueva y buena oportunidad de negocio con mejores precios para el país”.

Por otro lado, Sánchez informó que también se reunió con el presidente de Petrobras, Pedro Parente, quien confirmó la aprobación de dos contratos petroleros para la exploración y explotación de hidrocarburos en Bolivia.

“Nos ha informado el presidente de Petrobras que su Directorio aprobó la firma de dos nuevos contratos petroleros para la exploración y explotación, lo que permitirá una nueva inversión en el país, para seguir incrementando las reservas, la producción y por ende los ingresos”, señaló.

miércoles, 2 de agosto de 2017

Reservas se agotan y no hay exploración



Los bolivianos no pueden saber con exactitud la cantidad de reservas de hidrocarburos con las que cuenta el territorio nacional. Durante los últimos años, el Gobierno central realizó estimaciones a partir de la última certificación internacional realizada en 2013.

La incertidumbre, sin embargo, puede afectar en la imagen comercial que el país proyecta ante Brasil y Argentina, sus principales socios comerciales para exportar gas, sostiene el especialista en hidrocarburos Bernardo Prado.

El investigador en Hidrocarburos del Centro de Documentación e Información Bolivia (Cedib), Jorge Campanini, precisa que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) sólo realiza autoevaluaciones institucionales.

La última certificación, efectuada en el año 2013, determinó que Bolivia contaba con una reserva de gas natural de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF).

“No estamos realizando trabajo de inversiones en exploración, no estamos realizando certificación de reservas, las inversiones que deberían ir realizando principalmente en el desarrollo de campo”, agrega Prado.

Por otro lado, detalla que el Estado destina recursos a yacimientos ya descubiertos y alerta que se invirtió poco dinero para extraer más hidrocarburos.

“Ésta no es la mejor política, uno tiene que trabajar en descubrir nuevos yacimientos, reponer reservas, por último, tenemos que ver bien qué es lo que vamos a hacer con la renegociación hacia 2019 de la compra venta de gas natural con el mercado brasileño”, añade.

El pasado 11 de julio, dos autoridades nacionales se contradijeron en sus declaraciones sobre las reservas de gas. Mientras el vicepresidente del Estado, Álvaro García Linera, decía que la certificación de reservas de gas se concretaría a fin de año y que ya se contaba con una empresa contratada. El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informaba que la adjudicación de la certificación aún estaba en proceso y que entre marzo y abril de 2018 se tendrían resultados.

Sánchez afirmaba que recién se licitará la certificación de reservas y que los resultados del estudio surgirían el 31 de diciembre de 2017. No obstante, anunció que los resultados estarán listos para divulgarse entre marzo y abril de 2018.

El Ministro estimó, en base a la cuantificación de YPFB, que las reservas de gas están por encima de los 10 trillones de pies cúbicos (TCF).

Sánchez aseguró en ese entonces que la cuantificación de reservas hidrocarburíferas, a diciembre de 2016, estaban aproximadamente en 10 TCF, que cubren la exportación de gas natural a Argentina y Brasil, además de abastecer el mercado interno hasta 2030.



DIFERENCIAS

Raúl Velázquez, Fundación Jubileo

Las reservas alcanzan sólo hasta 2026

La cantidad de reservas que tenemos, que está bordeando los 10, 45 TCF hasta diciembre del año 2013, el consumo, lo que se explota de la reserva cada año está en torno a los 0,8 trillones de pies cúbicos, eso es lo que se consume en el mercado interno más lo que se exporta. Entonces, en ese ritmo de consumo de 0,8 trillones de pies cúbicos, esa reserva de diciembre de 2013, debería alcanzar, si es que no se hiciera nada de exploración al año 2026 aproximadamente, se agotaría esa reserva.

Hidrocarburos, amenazados por los bajos precios



Bolivia se prepara para conmemorar un nuevo año de la gesta libertaria con muchas incertidumbres sobre el futuro de los hidrocarburos, uno de los recursos naturales más importantes para la economía nacional.

Una fuerte caída de los precios internacionales del gas natural durante los últimos años, la ausencia de políticas públicas destinadas a la exploración, la carencia de nuevos mercados internacionales, la inseguridad jurídica y la imprecisión para calcular las reservas nacionales son los principales problemas identificados por los especialistas consultados por este medio.

En este sentido, el especialista en hidrocarburos Bernardo Prado sostiene que el Gobierno central debe afrontar una caída en las exportaciones y, paralelamente, una disminución en la demande de este recurso natural por parte de sus principales aliados comerciales: Brasil y Argentina.

“Es un tema que debe preocuparnos muchísimo, porque obviamente el precio de exportación del gas natural está en función a el precio internacional del barril de petróleo. Entonces, a un precio de petróleo más bajo obviamente nuestro gas va a estar más barato, y viceversa, un precio de petróleo más caro, nuestro gas va a estar más caro”, asegura Prado.

El precio internacional del barril de petróleo llegó en 2013-2014 hasta los 120 dólares, generando costos de exportación favorables para la economía boliviana establecidos en los 11 dólares por millón de BTU, agrega Prado. En 2016, el barril cayó incluso a los 43 dólares, aunque actualmente va ligeramente por encima de los 50. El millón de BTU ronda los 5 dólares.

Por su parte, el analista Hugo del Granado cuestiona la actual administración de estos recursos naturales, asegurando que las autoridades improvisaron en su gestión.

Además, considera que la administración estuvo basada en decisiones políticas y criterios técnicos. “Se desaprovechó el auge de precios de una década en proyectos desproporcionados y caros, se descuidó la reposición de reservas y la apertura de mercados”, dice.

Ascenso y descenso

El valor de las exportaciones de gas boliviano tuvo un crecimiento sostenido desde 2006 hasta 2014, según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE). A partir de este año, la caída de los precios internacionales afectó los ingresos al país por este recurso natural.

El año 2013 presentó un récord de exportaciones para la última década, ya que alcanzó un valor de 6.113.447.971. Sin embargo, a partir de 2014, la cifra cayó a los 6.011.097.376 dólares.

La cifra volvió a caer en 2015 con un valor de 3.771.472.771. La disminución de valor obtenido por exportación volvió a caer en 2016, año en el que se reportaron ingresos por 2.049.100.009 dólares.

Del Granado identifica dos factores negativos que agravaron las exportaciones de gas boliviano. En primer lugar, una tendencia en la declinación a la producción de gas, a partir del año 2014, que debió ser atendida con políticas de exploración agresivas para mantener los niveles alcanzados hasta ese momento.

En segundo lugar, la baja nominación de volúmenes de Brasil como otro elemento perjudicial para las exportaciones nacionales.

“Fue una cadena de sucesos negativos que afectaron las exportaciones”, finaliza.

Reciente buena fortuna de la OPEP no significa un triunfo de la batalla petrolera

¿Está la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) utilizando el verano (hemisferio norte) para finalmente poner sus asuntos en orden?

Arabia Saudita, el líder de hecho de la OPEP, dijo la semana pasada que reduciría las exportaciones de petróleo en agosto a 6,6 millones de barriles día, el nivel más bajo en seis años, un millón de b/d menos con relación al mismo mes en 2016.

Los Emiratos Árabes Unidos (EAU) le siguieron rápidamente indicando que recortarían las asignaciones de petróleo a los clientes en un 10 por ciento en septiembre, lo cual significa una medida significativa dado que el país se ha tardado en reducir la producción en línea con el acuerdo de la OPEP para reducir los suministros.

Por primera vez en meses, al mercado parece gustarle lo que sucede. El precio del crudo Brent ha subido por encima de los 50 dólares por barril, y hay señales de que el mercado físico comienza a endurecerse durante los meses de verano, que son los de mayor demanda.

Los inventarios de petróleo crudo estadounidenses han caído en 26 millones de barriles desde fines de junio, conforme los automovilistas emprenden sus vacaciones y las importaciones disminuyen en relación con el mismo período el año pasado.

Incluso el aliado de la OPEP, Rusia (el mayor productor fuera del cartel) está sorprendiendo a los cínicos comerciantes de petróleo al implementar totalmente su parte de los 1,8 millones de b/d del acuerdo de suministro.

Es justo decir que ha sido un buen mes para la OPEP, con un alza de precios del 15 por ciento desde que alcanzó los mínimos de cerca de los 44 dólares por barril a fines de junio, cuando predominaron las quejas de que el cartel no había hecho lo suficiente para equilibrar el mercado del petróleo.

Ocasionando aún más optimismo entre los alcistas del crudo se halla el hecho de que Halliburton, el proveedor de servicios petroleros, dijo la semana pasada que había observado que los perforadores de esquisto estadounidenses habían desacelerado levemente sus operaciones después de que los precios cayeran a comienzos del verano.

Sin embargo, la industria del esquisto sigue siendo la mayor interrogante sobre si la OPEP podrá pronto declarar la victoria en su lucha por acabar con la superabundancia de petróleo de tres años, o si está disfrutando de una anómala racha positiva.

Las predicciones para el próximo año todavía indican que la OPEP pudiera enfrentar una larga lucha.

La Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos puede que haya recortado su proyección para la producción estadounidense a principios de julio debido a unos precios más bajos, pero aún anticipa que la producción de crudo estadounidense crezca en casi 600 mil b/d en 2018 para alcanzar un récord de 9,9 millones.

Eso por sí solo debería ser suficiente para satisfacer la mitad del aumento de la demanda mundial que se espera para el próximo año, con Estados Unidos bombeando más de uno de cada 10 barriles de crudo a nivel global.

Algunos analistas creen que el pronóstico de la EIA es relativamente conservador. En los resultados trimestrales de la semana pasada, los perforadores de esquisto aún estaban sonando optimistas.

John Hess, director ejecutivo de Hess Corp, declaró que esperaba que la producción de su compañía en la formación Bakken de Dakota del Norte aumentara 10 por ciento anualmente “en los próximos años”, y que sus operaciones aún generaran un significativo flujo de caja a los precios actuales.

Anadarko Petroleum anunció que es probable que pudiera perforar cada vez más pozos sin aumentar el número de plataformas en las que estaba operando a medida que se vuelve más eficiente. La compañía mantuvo su pronóstico de estar bombeando alrededor de 150 mil b/d de sus dos formaciones de esquisto para fin de año, un aumento de cerca de 40 mil desde mediados de año.

Los pronósticos de la OPEP prevén que la demanda de crudo caerá ligeramente el próximo año debido a un crecimiento más sólido fuera del cartel, impulsado principalmente por el esquisto, pero también por la adaptación de las petroleras de mayor envergadura a una era de precios más bajos. Las grandes petroleras actualmente están aprobando proyectos al ritmo más rápido desde que los precios comenzaran su declinación de por encima de los 100 dólares por barril en 2014, habiendo reducido los costos y habiéndose enfocado en sus mejores opciones.

Lo que queda por verse es si Arabia Saudita y sus aliados pueden mantener la disciplina más allá del verano. Es relativamente fácil para Riad reducir las exportaciones durante los meses más calurosos del año, ya que reorientan el crudo hacia su sistema eléctrico nacional, quemando petróleo para generar electricidad para satisfacer la demanda máxima de aire acondicionado.

Cuando ese factor disminuya en el otoño, no está claro si estarán dispuestos a mantener las exportaciones bajas en un intento por eliminar los superávits de inventario, incluso cuando las refinerías estén pensando en el mantenimiento posterior al verano.

La conclusión es que, aunque la OPEP se haya escapado de experimentar la más severa desesperación que acosara al cártel en junio, todavía queda mucho por hacerse. La semana pasada, el hecho de que Arabia Saudita y Rusia presionaran a otros miembros del acuerdo para asegurarse de que siguieran haciendo lo que les corresponde representó un reflejo de este temor.

Si la OPEP quiere otro mes de buenos resultados tendrá que continuar sus esfuerzos durante el otoño o correrá el riesgo de que los precios del crudo vuelvan a caer.

Privados deben invertir en sector hidrocarburos

El sector privado empresarial debe convertirse en protagonista y en uno de los actores principales en el desarrollo de inversiones, de nuevas tecnologías y en la búsqueda de mercados en la industria de los hidrocarburos en el país, afirmó ayer el presidente de la Cámara Nacional de Comercio, Marco Antonio Salinas, quien participó en el Séptimo Congreso Internacional de YPFB, que se realizó en la ciudad de Santa Cruz.

Afirmó que durante el mismo quedó establecido que existen grandes oportunidades para que Bolivia asuma el liderazgo en la región, respecto a las posibilidades de un incremento en la demanda de gas, así como la realización de nuevas inversiones para aumentar la oferta, en el marco de la aprobación de normas orientadas a incentivar dichas inversiones en exploración.

CONTRATOS

En ese marco, recordó también que Bolivia suscribió nuevos contratos con otros estados del Brasil, lo que garantiza una continuidad en el suministro de gas a ese país y señaló que no se debe perder de vista el mercado interno que continúa creciendo con más instalaciones de gas natural.

Explicó que Bolivia, además, tiene una gran oportunidad para trabajar en los próximos 10 años en la oferta de gas natural licuado (GNL), por cuanto al ser un producto procesado es posible transportarlo en forma líquida a lugares remotos y aislados, donde no es económico llevar gas natural por gasoducto o para generación de electricidad. Agregó que es la mejor alternativa para monetizar las reservas del país.

Salinas sostuvo que durante este Congreso, se evidenció que América Latina puede llegar a ser un importante espacio de proveedores, siendo Bolivia uno de los principales actores y que se registrará un incremento relevante en la demanda de energía en regiones como Paraguay, Uruguay, norte de Chile y sur del Perú.

Indicó también que ello amerita la formulación de una estrategia en el tema energético, que tome en cuenta las proyecciones de los próximos 20 años, respecto al incremento de la demanda regional y los planes de inversión de los productores.

ENERGÍA LIMPIA

Aclaró que en América Latina el uso de gas está en alrededor del 18% y que en la próxima década, se incrementará hasta en un 21%, toda vez que el crecimiento demográfico llegará a los mil millones de habitantes en la región.

Hizo hincapié en que Argentina seguirá necesitando la provisión de gas boliviano, pese a las posibilidades que tiene en su campo en Vaca Muerta y a la explotación de energías renovables.

Se refirió a que Brasil, como productor importante de gas en la región, está atrapado en el mar con compras de GLB y, en esta ambigüedad, Bolivia debe proyectar mayores inversiones para convertirse en un actor relevante de la región, según se pudo evidenciar durante el Congreso.

MERCADOS

No obstante, el Presidente de la CNC afirmó que Bolivia debe poner especial atención a las negociaciones con Brasil y Argentina, ofreciendo la posibilidad de buscar nuevos mercados e inversionistas, en el marco de una estrategia integral orientada a competir con las ofertas de México y EEUU.

Por otro lado, afirmó que Bolivia también se encuentra en una posición ventajosa, respecto de la generación de energías renovables, que le permite pensar en proyectos de inversión en energía eólica, solar e hidroeléctrica.

Salinas puntualizó que este Congreso aclaró que para Bolivia existe una enorme oportunidad para evaluar las posibilidades de incremento del mercado internacional para el gas boliviano.

Dijo que según los expertos, en el 2040 la demanda de gas se incrementará, pero como no se vislumbran grandes cambios en la oferta mundial del energético, Bolivia se colocará en una posición propicia para satisfacer las crecientes demandas, debido a las posibilidades de aumentar sus reservas, en virtud a nuevas inversiones y alianzas estratégicas con otras empresas del sector.

DATOS

Indicó que según los expertos en el Foro, las reservas probadas están cerca de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF) y probables 3,50 (TCF) y las posibles están cerca de 4,15 (TCF). El país tiene 211,45 millones de barriles de petróleo condensado garantizando el gas hasta el 2015.

Existen 47 áreas de explotación, los departamentos productores son: Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz, Cochabamba, además de las posibilidades de La Paz.

martes, 1 de agosto de 2017

IDH generó para el país $us 9.411 millones en el período 2006-2016

Bolivia recibió más de 9.411 millones de dólares por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) desde 2006 hasta junio de 2016 y 7.886 millones de dólares por regalías y participación al Tesoro General de la Nación (TGN) en el mismo período, según información oficial publicada ayer lunes por la agencia ABI.

De acuerdo con datos del Ministerio de Economía, en 2014 fue el pico más alto de los recursos que percibió Bolivia por IDH, al llegar a 1.515 millones de dólares, el más alto en la historia del país.

Un documento de la Fundación Jubileo destacó que en ese mismo período las instancias subnacionales (gobernaciones y municipios) destinaron 66 por ciento de los cuantiosos recursos al gasto corriente y descuidaron la inversión productiva.

REGALÍAS

Entretanto, las regalías departamentales también mostraron su mejor momento en 2014, tomando en cuenta que ascendieron a 1.297 millones de dólares, y la Gobernación de Tarija se llevó la mayor parte con 290,67 millones de dólares, según el Ministerio de Hidrocarburos.

Por otra parte, por patentes petroleras, el Estado boliviano recibió 82,32 millones de dólares entre 2010 y mediados de 2016. Las patentes petroleras hacen referencia al reembolso anual y de manera anticipada que deben efectuar las empresas que hacen uso de un territorio para su exploración o explotación.

En enero de este año, el presidente Evo Morales indicó, en un informe a la nación, que la renta petrolera en 21 años anteriores al 2006, durante gobiernos neoliberales, ascendía a 4.587 millones de dólares, mientras que en 11 años de su gestión (2006-2016) el país recibió 33.319 millones de dólares, precisó el reporte oficial.

Petróleo supera los 50 dólares por primera vez desde mayo



El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió ayer un 0.93% y cerró en 50,17 dólares el barril, cifra que no alcanzaba desde hace más de dos meses y con la que julio se consolida como el mes de más ganancias del año.

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en septiembre subieron 46 centavos de dólar respecto al cierre de la última sesión.

El precio del barril, que no había alcanzado los 50 dólares desde el 24 de mayo, recibió el impulso de la sanción que EEUU baraja aplicar al sector petrolero de Venezuela, después de que el domingo se celebraran elecciones a la Asamblea Nacional Constituyente en ese país.

Julio cierra así como el mes con más ganancias del año, con una subida del 8.9%, propulsado por la tendencia alcista de los inversores de cara al verano. En los precios influyó el descenso en las existencias de crudo de las últimas semanas en EEUU.


Cae director de YPFB y ven precedente en caso


ANTECEDENTE

En abril de este año, Carlos Audivert, fue designado como representante por los trabajadores de Chuquisaca en el directorio de YPFB, tras la renuncia de Anatoly Flores.

Un proceso interno en primera instancia determinó la destitución del Director Laboral de YPFB luego de que un tribunal comprobara acciones ilícitas, como uso indebido de bienes y servicios públicos, uso indebido de influencias e incumplimiento de deberes. Control Social, que impulsó la denuncia, considera que el fallo puede sentar precedente para casos similares.

El director Laboral de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Audivert, fue retirado recientemente de su cargo, tras ser investigado a partir de una denuncia que surgió en septiembre de 2016, misma que apuntaba a una serie de presuntos ilícitos.

Control Social, en voz de su presidente en Chuquisaca, Wilber Flores, arguyó que el acusado estuvo constantemente declarado en comisión y “atenido” a su situación de dirigente sindical, situación en la que se escudó para cometer delitos por “más de 20 años”.

“Es un caso de años y si bien en su momento no se ha investigado es porque siempre ha sido dirigente. Por eso llamo a este caso mencionando que el ‘dinosaurio’ dirigente de los petroleros de Chuquisaca fue destituido por delitos de corrupción”, señaló.

Detalló que el ahora ex Director utilizó el garaje del Distrito Comercial de Chuquisaca para uso particular en reiteradas ocasiones, pues ahí guardaba su vehículo “a gusto y paciencia del propio Distrital”, según los registros de los propios empleados, quienes denunciaron el hecho pese a las constantes amenazas de destitución o cambio de distrito. Flores cree que el Distrital también cumple un rol en el caso.

De acuerdo con una resolución de la empresa estatal, otro de los delitos aparentemente cometidos por Audivert fue usar vehículos oficiales para trasladarse al aeropuerto, siendo que recibía viáticos para los viajes; también ofrecía puestos de trabajo a cambio de dinero, según varios archivos personales encontrados en la investigación.

“Quiero pedir al propio presidente de YPFB, al ingeniero (Oscar) Barriga, quien no sólo tiene que destituir, sino que tiene que tramitar el desafuero sindical (de Audivert)”, añadió Flores.

Otros dirigentes también son investigados. “Van a caer muchos más”, adelantó.

Este diario intentó comunicarse con Audivert, sin éxito.

YPFB Refinación generó $us 427 millones en utilidades


A 10 años de la nacionalización de las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, la administración estatal de éstas generó una utilidad de $us 427 millones, gracias al incremento en la producción de carburantes.

Las ganancias obtenidas por parte de YPFB Refinación, que forma parte de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación, fueron resultado del crecimiento de la capacidad de procesamiento de ambas refinerías nacionalizadas, señaló la petrolera estatal.

Durante la gestión fiscal, abril de 2016 y marzo 2017, se obtuvo un rédito de $us 15 millones, pero entre junio de 2007 y mayo 2017 se registraron $us 427 millones en rendimiento, informó el presidente ejecutivo de YPFB, Óscar Barriga.

El 28 de junio de 2017 se cumplieron 10 años desde la inscripción en el Registro de Comercio del nuevo accionista mayoritario de ambas refinerías porque el Estado, a través de YPFB, tomó el control de la operación y la administración de estos complejos. En 1999, el consorcio Petrobras (PBR) y Pérez Companc compró las dos refinerías por $us 102 millones, esta última posteriormente fue adquirida por PBR.

La capacidad de procesamiento de líquidos en ambas empresas se incrementó de 39.503 barriles por día (BPD) en junio de 2007 a un volumen actual de 64.200 BPD, lo que representa un crecimiento aproximado del 62%. Este hecho brinda seguridad y soberanía energética para el Estado, señaló YPFB.

Las inversiones realizadas para garantizar la continuidad y confiabilidad operativa de las refinerías alcanzan a $us 633,17 millones en los 10 años de administración de YPFB.

En siete años de privatización de las refinerías, el país no solo dejó de percibir más de $us 144 millones en lucro, sino la posibilidad de procesar todo el “crudo de Bolivia”. Esta situación hubiera permitido disminuir considerablemente la importación de líquidos, lo que causó la subvención del Estado a los carburantes, según el boletín de prensa de YPFB.

Resaltan la nacionalización
El ministro de la Presidencia, René Martínez, resaltó ayer la nacionalización de los hidrocarburos como la decisión que permitió fortalecer económicamente al Estado, acumular excedentes y redistribuir las utilidades entre la población. Entre 2006 y 2016, la renta petrolera fue de $us 33.319 millones.

lunes, 31 de julio de 2017

Producción de gas se incrementa a 40 millones de metros cúbicos día en Tarija



El Director General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Carlos Torrico, informó este sábado que la producción de gas en Tarija se incrementó de 23 a 40 millones de metros cúbicos día en los últimos 11 años.

"Por las inversiones que se realizaron en el departamento de Tarija en exploración y explotación de hidrocarburos la producción creció de manera exponencial. El 2005, la producción de gas en Tarija fue de 23 millones de metros cúbicos día (MMmcd), y se incrementó el 2016 hasta 36,6 MMmcd, además se tiene una capacidad de producción total en Tarija arriba de 40 MMmcd", explicó, citado en un boletín de prensa.

Informó que desde 2005 al 2016 la capacidad de procesamiento en plantas pasó de 32,5 a 58,9 millones de metros cúbicos y se construyó dos plantas en Margarita, una en Sábalo, otra en Itaú y en Caigua.

Torrico precisó que desde 2006 al 2016 la inversión en Tarija superó los 3.652 millones de dólares, y dijo que para este año se prevé una inversión de 397 millones de dólares.

La autoridad explicó que Tarija recibió por concepto de renta petrolera entre 1995 y 2005 al menos 300 millones de dólares; mientras que entre 2006 y 2016 recibió 4.260 millones de dólares.

"El Ministerio de Hidrocarburos junto a YPFB proponen un plan de exploración en el departamento de Tarija que contempla proyectos muy importantes en cuanto a recursos como Boyuy con aproximadamente 3 TCF´s, Iñiguazu con más de 2,7 TCF, La Ceiba, Los Monos, Caigua entre otros", subrayó.

Dijo que la explotación de los campos de son reservorios naturalmente fracturados, altamente productivos y el manejo de los mismos se realizan con monitoreo frecuente de las presiones y la producción de agua de formación.

"Los campos Margarita-Huacaya, Sábalo y San Alberto-Itaú fueron explotados en el marco de la norma, contratos y prácticas prudentes de la industria. Las estrategias de producción aplicada en estos campos son, la perforación de pozos necesarios para una producción uniforme de los reservorios; control de las presiones diferenciales del reservorio y cabeza de pozo (arbolito de producción); monitoreo y control de la producción de agua de formación; Implementación de sistema de compresión para maximizar la recuperación de reservas", apuntó. (29/07/2017)

YPFB Refinación obtiene $us 427 millones de utilidades e incrementa 62% su producción



A 10 años de la nacionalización de las refinerías, la administración estatal de estas permitió permitió alcanzar los 427 millones de dólares de utilidades, gracias al incremento de la producción en las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, destacó este domingo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Las utilidades obtenidas por parte de YPFB Refinación, que forma parte de YPFB Corporación, fue resultado del crecimiento de la capacidad de procesamiento de ambas refinerías nacionalizadas, señala un boletín de la estatal petrolera.

Se lograron cifras históricas, al cierre de la gestión fiscal (abril de 2016 a marzo de 2017) se obtuvo una utilidad de 15 millones de dólares y desde su recuperación en junio de 2007 a mayo de 2017) se ha alcanzado un total de 427 millones de dólares en utilidades, informó el Presidente ejecutivo de YPFB, Óscar Barriga.

El 28 de junio de 2017 se cumplieron 10 años desde la inscripción en el Registro de Comercio del nuevo accionista mayoritario de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell. El Estado a través de YPFB toma el control de la operación y la administración de estos complejos refineros.

La capacidad de procesamiento de ambas refinerías se incrementó de 39.503 barriles por día (BPD) cuando estas fueron recuperadas (junio 2007) a una capacidad actual de 64.200 BPD, lo que representa un crecimiento aproximado del 62%, que orienta poder brindar seguridad y soberanía energética para el Estado.

Las inversiones realizadas para este propósito y también para garantizar la continuidad y confiabilidad operativa de las refinerías, alcanzan un monto total de 633,17 millones de dólares en los 10 años de administración de YPFB.

En siete años de privatización de las refinerías, el país no solo dejó de percibir más de 144 millones de dólares de utilidades, sino también perdió la oportunidad de desarrollar proyectos para ampliar la capacidad de refinación, los que hubiera permitido procesar en ese periodo todo el petróleo crudo de Bolivia y así disminuir considerablemente la importación de carburantes que originaron considerables erogaciones monetarias para el Estado boliviano por los costos de subvención. (30/07/2017)