jueves, 31 de agosto de 2017

Ejecutivo aprueba aumento del 5% a salarios en YPFB


A través del Decreto Supremo 3291, el Ejecutivo aprobó el incremento salarial del 5% al personal administrativo operativo de la casa matriz de YPFB. El incremento excluye a los trabajadores especializados.

La normativa añade que este incremento, de carácter retroactivo al 1 de enero, será financiado con recursos propios de la entidad. “Es necesario aprobar el incremento salarial de los trabajadores, con el fin de establecer que la renumeración asegure su subsistencia y la de sus familias, incentivando a los mismos, a prestar un mejor servicio en las actividades del sector hidrocarburífero”, establece.

Críticas
El senador de Unidad Demócrata (UD) Óscar Ortiz dijo que era una medida difícil de explicar y justificar porque muestra contradicciones con los anuncios que se había hecho de una mayor austeridad que los llevó a reducir personal.

“Se está aprobando un incremento a la estructura burocrática de YPFB. Muestra que no hay una política coherente, sino una decisión que se toma en función a presiones de sus propios funcionarios”, manifestó.

El asesor general de la Gobernación de Santa Cruz, José Luis Parada, recordó, por su parte, el incremento de las tarifas de gas a la industria, la subida de la electricidad, porque las empresas públicas tienen déficit. “Pero no puede ser que aumenten salarios a los trabajadores, cuando está pendiente la reestructuración de YPFB”, dijo.

Flujo sostenible
El ministro de Economía, Mario Guillén, explicó que la condición fundamental para incrementar salarios en las empresas públicas “es que tengan flujos de cajas positivos y un flujo sostenible”.

El secretario ejecutivo de la Federación Sindical de Trabajadores Petroleros de Bolivia, José Domingo Vásquez, explicó que debido al plan de austeridad no se está recibiendo el 7% como los demás trabajadores del país y que el aumento, “no significa ni el 1% del presupuesto”.
Este incremento no lo estarían recibiendo las empresas que no presentaron utilidades durante esta gestión, como YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Logística.




Petroleros de La Paz temen privatización en YPFB


En el 65 aniversario de la Federación de Trabajadores Petroleros de Bolivia, el sindicato petrolero de La Paz exigió transparencia en las decisiones que se están tomando dentro de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) porque temen una posible privatización .

"Hacemos un llamado a nuestras autoridades. Por favor, socialicen cualquier movimiento que se haga dentro de YPFB. Los trabajadores tenemos derecho a saber. Las fusiones que se pretenden hacer lo veo como una estabilidad, una nueva privatización", dijo Reynaldo Morales, ejecutivo del sindicato de trabajadores petroleros de La Paz.

El sector participó de un acto por el aniversario petrolero, en Palacio de Gobierno, donde participó el presidente Evo Morales y el vicepresidente Álvaro García Linera.

El petrolero paceño exigió de esta manera, información sobre la reingeniería de YPFB que se manifestó meses atrás.

"Tuvimos épocas dónde los trabajadores se vendían a gobiernos neoliberales", recordó además, agradeciendo sin embargo, la estabilidad laboral que les da el Gobierno de Evo Morales.

El máximo dirigente de la Federación, Domingo Vásquez, reconoció por su parte la nacionalización de los hidrocarburos el 2006 y aseguró que la defendería "con su vida", pero en el acto, no se refirió al pedido de Reynaldo Morales.

Brasil tiene hasta fin de año para renovar contrato de gas


La estatal brasileña Petrobras debe hacer una manifestación oficial hasta fin de año, si requiere a partir de 2019, una vez concluya el contrato de compraventa de gas con Bolivia, renovar el contrato bilateral, para que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) asuma determinaciones sobre las futuras negociaciones con posibles compradores.

La información fue proporcionada por el presidente de YPFB, Óscar Barriga, quien participó de los festejos por el aniversario de la Federación Sindical de Trabajadores Petroleros de Bolivia (FSTPB) en Palacio de Gobierno.

"El 2019 culmina el contrato GSA de producción de gas que tenemos para el Brasil, ese contrato tiene dos opciones: hasta fin de 2017 Petrobras debe hacer una manifestación oficial si requiere a partir de 2019 una renovación del contrato, pero al margen de eso también hay cinco gobernaciones que han expresado su interés de contar a partir de 2019 con nuestro gas", explicó.

Barriga dijo que al margen de las gobernaciones de Estados brasileños que han manifestado su interés en comprar gas natural, hay otra empresa que juega un papel importante en el mercado brasileño como es Shell.

Al margen de eso también hay cinco gobernaciones que han expresado su interés de contar a partir de 2019 con nuestro gas. No solo ello, sino que hay otra empresa que juega un papel importante en el mercado brasileño como es Shell que también ha expresado su interés en contar con volúmenes para el mercado brasileño.

"El mercado brasileño por naturaleza va hacer siempre un mercado para nosotros, por lo tanto a partir de la fecha nos vamos a reunir con todos los que tengan interés en nuestro gas y son muchos, déjenme decirles que son muchos, y seguramente nos vamos a reunir con Petrobras y con todos los que tengan interés", manifestó.

El contrato vigente establece un envío mínimo de volumen de gas de 24 Millones de metros cúbicos día (Mmm3/d) de gas y un máximo de 30,08 Mmm3/d, pero que con el combustible que se emplea para enviar el energético, el volumen llega a 31,05 Mmm3/d.

En cumplimiento al contrato que no varía de cantidades durante el año, Bolivia se ve obligada por la cláusula de "deliver or pay" a enviar como mínimo 24 Mmm3/d, y si no cumple se somete a multas. Pero también Brasil por la aplicación del "take or pay" está obligado a pagar por el mínimo establecido de exportación aunque no lo haya utilizado. Sin embargo en los últimos meses, las nominaciones brasileñas fueron las más bajas.

Plan de exploración
El máximo ejecutivo de la petrolera estatal dijo que el plan exploratorio a corto, mediano y largo plazo establece volúmenes y proyecciones de producción. "Todo convenio y contrato que vayamos a suscribir en el futuro debe estar respaldado con nuestro plan exploratorio y debe ir acorde a este plan", señaló.

Durante la X Feria y Congreso de Gas & Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, lanzó el anuncio ante un auditorio expectante. Dijo que el plan de exploración contempla a 100 áreas distribuidas en todo el territorio.

"En los próximos meses haremos una subasta de las áreas de exploración (...). Hoy estamos trabajando y haremos una subasta en los próximos meses para promocionar e impulsar e incentivar las inversiones extranjeras que nos ha dado muy buenos resultados en los últimos años", señaló sin precisar la metodología de la subasta.

De acuerdo al mapa expuesto, 14 áreas se encuentran en la zona Madre de Dios en el norte amazónico, diez en el altiplano, 42 en el sector subandino Sur (Tarija), 30 áreas están en el la zona subandina del centro y llanura beniana, además de pie de monte, y cinco en la llanura de Santa Cruz.

Mencionó que 35 proyectos de exploración tienen reservas estimadas en aproximadamente 37 trillones de pies cúbicos (TCF). Sin embargo indicó que de todo el paquete disponible se priorizarán 12 proyectos que entrarán en producción antes del 2020 y que se estima tienen reservas por 17,88 TCF, para lo cual se requerirán optimizar los tiempos.

Negocio hidrocarburífero Petroleras abogaron por sostenibilidad de proyectos

La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) recordó, a través de su presidenta, Claudia Cronenbold, que los proyectos energéticos deben ser social y ambientalmente sostenibles.

Las declaraciones de Cronenbold se realizaron en la X Feria y Congreso Gas & Energía, en momentos en que el Gobierno anunció en dicho cónclave la subasta de 100 áreas para la exploración sísmica en busca de hidrocarburos, y cuando el propio vicepresidente Álvaro García dijo que en algún momento se tendrá que entrar a “las áreas protegidas con actividad hidrocarburífera”.

TRILEMA

“El tema socioambiental siempre es importante dentro de la gestión de los proyectos, en especial voy a usar el trilema del Consejo Mundial de Energía, que nos recuerda lo importante que es mantener un balance entre poder tener inversiones para garantizar los ingresos, el suministro de energía y hacerlo social y ambientalmente responsable”, señaló.

De ese modo, se refirió a los conflictos que se dan en torno a las actividades hidrocarburíferas en territorios indígenas como Tariquía, la Amazonia y El Chaco, como consecuencia de las actividades hidrocarburíferas y energéticas.

DECLARACIÓN

“Todos tenemos un desafío como hijos de esta patria, ser muy pragmáticos, con la expectativa del país y los proyectos que es importante para nuestro futuro; tenemos que tener una mirada más responsable hacia nuestras interpretaciones (…). Es importantísimo que sea social y ambientalmente responsable, pero también es importantísimo viabilizar los proyectos”, señaló la también la vicepresidenta del World Energy Council (WEC).

CONSULTA PREVIA

Sin embargo, dijo que en su calidad de Vicepresidenta del WEC estuvo en Panamá la semana pasada, donde se lanzó el Comité Panameño del Consejo y “estuvimos conversando con el Ministro de Economía y le consultaban sobre un proyecto muy importante de interconexión con Colombia. No ha podido prosperar por las consultas públicas al área afectada, si bien una comunidad indígena iba a ser afectada con el trazado entre Panamá y Colombia, la consulta fue favorable (...). Como era un departamento y votan todos, el resto se opuso porque no iba a tener compensación económica”.

CUENCA DEL RÍO MADRE DE DIOS

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, consideró que el presente y el futuro (de los hidrocarburos en Bolivia) está en la cuenca del caudaloso río Madre de Dios en los departamento de La Paz, Beni y Pando. La autoridad hizo esa referencia en la rendición de cuentas ofrecida este martes en Trinidad, donde incluyó al departamento de La Paz pese al fracaso en la exploración petrolera en Lliquimuni y que costó a YPFB alrededor de $us 100 millones de inversión.

“Yo me imagino que los próximos años a corto plazo, podremos empezar hacer ya actividades exploratorias de perforación de pozos y estamos seguros que vamos a tener éxito. Seguramente cuando tengamos éxito, el Beni ya será un nuevo productor de hidrocarburos en Bolivia”, manifestó en la Audiencia de Rendición Pública de Cuentas Parcial 2017, realizada esta semana en la ciudad de Trinidad.

DESARROLLO

La autoridad consideró que la actividad hidrocarburífera genera un movimiento económico “muy fuerte y por eso esperamos que el Beni, Pando, La Paz en la Cuenca Madre de Dios, puedan aportar no solamente con grandes potencialidades de gas y petróleo, sino con un gran desarrollo para estos tres departamentos, por los que trabajamos para que sean productores”.

miércoles, 30 de agosto de 2017

Por exportación de GLP YPFB prevé ingresos de $us 60 millones anuales


YPFB CORPORACIÓN ANUNCIA NUEVOS INGRESOS POR EXPORTACIONES.

El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Óscar Barriga, informó ayer que la estatal petrolera prevé ingresos de alrededor de 60 millones de dólares por la exportación de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

En la Rendición Parcial de Cuentas 2017 del Ministerio de Hidrocarburos, Barriga explicó que en la actualidad Bolivia exporta GLP a los mercados de Paraguay, Uruguay, Argentina y Perú, y recordó que comenzaron negociaciones para vender ese producto a Brasil.

“Se pretende generar ingresos brutos de $us 60 millones anuales sólo por exportación de GLP. Las exportaciones que estamos realizando hoy son a Perú, Paraguay y Uruguay y Argentina. A Brasil vamos a iniciar los procesos de negociación para poder exportar de esta forma”, puntualizó.

INVERSIÓN

Barriga recordó que YPFB invirtió $us 769 millones para instalar las plantas separadoras de líquidos de Río Grande (Santa Cruz) y Gran Chaco (Tarija), con las que Bolivia se consolidó como exportador de GLP, según ABI.

“Nosotros a partir de 2013 hemos pasado de ser importadores de GLP; es decir, las garrafas que usan hoy ustedes todavía hasta el 2013 eran por la importación de ese combustible, pero a partir de Rio Grande logramos el autoabastecimiento y con Gran Chaco los excedentes lo exportamos”, remarcó.

RENTA PETROLERA

Por otra parte, informó que YPFB generó una renta petrolera de $us 1.280 millones en favor del departamento del Beni durante once años de la Nacionalización de los Hidrocarburos, a diferencia de los gestiones anteriores al 2005 que sólo alcanzaron $us 58,27 millones.

Durante la Audiencia correspondiente al primer semestre del año en curso, se conoció que el Beni durante el periodo 2006-2016, alcanzó un promedio anual de $us 112,8 millones de renta petrolera, frente a las administraciones de 1995-2005 que apenas consiguieron un promedio de $us 5,8 millones al año.

El punto más alto se alcanzó en 2014 con $us 199,68 millones, mientras que la cifra más alta en los periodos anteriores al 2006 llegó a $us 21,28 millones, datos que muestran una diferencia considerable a la hora de evaluar la gestión de gobierno.

BENI

Entre 2009 al primer semestre del año en curso, la estatal petrolera invirtió en el departamento del Beni $us 57,5 millones en exploración, redes de gas, estaciones satelitales de regasificación y comercialización de combustibles. Tiene proyectado destinar en el periodo 2017-2021 $us 80,8 millones.

Entre los proyectos exploratorios compartidos entre los departamentos de Beni, La Paz y Pando, figuran el área Sécure, Madre de Dios, Subandino Norte y Río Beni. Estos planes registran avances considerables.

martes, 29 de agosto de 2017

Petróleo enfrenta a Correa y Moreno



La aparente crisis en la Refinería Esmeraldas, la más importante de Ecuador, así como otras dificultades en el sector petrolero, generaron otro episodio en la pugna que mantienen el presidente del país, Lenín Moreno, con su correligionario y antecesor Rafael Correa.

Para Moreno, la situación heredada en esa refinería es, al menos, una gran "irresponsabilidad", pues además de varios problemas técnicos detectados, se ha puesto en riesgo la integridad de los trabajadores de la planta.

"Qué lástima que el mal proceder de unos cuantos haya afectado a un sector que es un puntal para el desarrollo de la economía ecuatoriana", declaró Moreno en un acto público en la misma refinería donde reclamó, sin decir nombres, a "los sinvergüenzas que se han llevado la patria".

Correa, que reside en Bruselas desde que entregó el poder a Moreno en mayo pasado, reaccionó de inmediato y en su cuenta de Twitter —el medio por el que sigue presente en la arena política nacional— recordó a su sucesor que él fue su vicepresidente en los primeros años de la década que estuvo en el poder (2007-2017).

"De ser cierto todo lo que dice, el incompetente y corrupto sería el propio presidente: SEIS años como vicepresidente y cuatro en Ginebra como delegado (de la ONU para discapacidades), y nunca se dio cuenta de tanto 'desastre'", escribió Correa. El enfrentamiento verbal, uno más de la larga serie de choques que han tenido en los últimos dos meses, ha dejado perplejos a los militantes del movimiento oficialista Alianza País (AP) que, a modo simple, miran la pugna como el divorcio de una pareja que se creía fiel y unida.

Cae precio del petróleo y cierra en $us 46,5 el barril



El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó ayer un 2,72 por ciento y cerró en 46,57 dólares el barril en una jornada afectada por los daños que ha dejado tras de sí el huracán Harvey, que azotó el pasado fin de semana la zona del Golfo de México con intensas lluvias.

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en octubre bajaron 1,30 dólares respecto del cierre de la última sesión.

Los operadores en el Nymex volvieron a estar muy pendientes de los efectos causados por el huracán Harvey, que llegó el pasado viernes a las costas del estado de Texas y que castigó la zona con fuertes precipitaciones e intensos vientos todo el fin de semana.

Las lluvias han dejado una extensa zona bajo agua, han provocado el desplazamiento forzoso de decenas de miles de personas y han forzado además el cierre y causado daños en varias plantas de refinado en una zona de donde se extrae una parte importante del crudo de EEUU

El cierre de estas plantas de refinado, apuntaron los analistas, llevará a un aumento en las reservas de “oro negro”, otro de los factores que llevó a la drástica reducción del precio del petróleo.

Por su parte, los contratos de gasolina para entrega en septiembre, aún de referencia, subieron cuatro centavos y acabaron en 1,71 dólares el galón, mientras que los contratos de gas natural para entrega en ese mismo mes ascendieron 3 centavos y terminaron en 2,92 dólares por cada mil pies cúbicos.

El pasado mes, el precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió 0,93 por ciento y cerró en 50,17 dólares el barril, cifra que no alcanzaba desde hace meses.

Importación de gasolina costó $us 1.500 millones en 10 años



La importación de gasolina en los últimos 10 años significó un gasto de 1.500 millones de dólares para el país, monto que posiblemente disminuirá con la producción de etanol a partir del incremento de la producción de caña, informó ayer el gerente del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), Gary Rodríguez.

Según un acuerdo entre el Gobierno y empresarios del oriente, se prevé aumentar la siembra de caña de 145.000 hectáreas anuales a más de 300.000 para garantizar la producción de azúcar y de etanol que, según el proyecto, en los próximos 10 años podrá mezclarse hasta en un 25 por ciento con gasolina para obtener un combustible más amigable con el medioambiente.

“Un combustible de mayor octanaje que producirá un mejor rendimiento beneficiando de manera directa al consumidor, además, la combustión será más limpia y menos contaminante”, explicó Rodríguez.

Según el presidente de la Federación de Cañeros Santa Cruz, Adelino Gutiérrez, el proyecto representa una importante oportunidad para su sector, puesto que duplicar la producción implica reforzar todo su sistema. Indicó que el rubro continúa un tanto decaído por los efectos de las condiciones climatológicas, pero que asumirán el reto de aumentar la producción.

Gutiérrez dijo que la transición de 145.000 hectáreas sembradas a 300.000 es un tanto elevada, tomando en cuenta la crisis del sector cañero, no obstante, aseguró que cada productor “busca la forma de ampliar su producción”. “No se cumplirá este año lo que dice el convenio, pero andará en pie. Se hará todo lo posible para cubrirlo”, añadió.

Por otro lado, el dirigente cañero señaló que este año los rendimientos del producto han tenido un considerable incremento, pero que aún no les permite salir de la crisis. Detalló que el 2016 el rendimiento fue de 35 toneladas por hectárea y que este año es de 49.

Sin embargo, aclaró que todavía es una cifra inferior al promedio histórico, que oscila entre 60 y 65 toneladas por hectárea.

Rodríguez destacó el potencial agrícola de Bolivia, al indicar que el país cuenta con 30 millones de hectáreas para la producción y sólo se utiliza la quinta parte. Además, dijo que el proyecto de producción de etanol, en base a datos de la Cámara de Industria y Comercio de Santa Cruz (Cainco), tendrá un impacto positivo de 0,2 por ciento en el Producto Interno Bruto (PIB).

ANH desmiente rumor sobre desabastecimiento de combustible

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) desmintió un rumor "mal intencionado" que ha corrido en las redes sociales sobre un supuesto desabastecimiento de combustible en las estaciones de servicio.

La cadena falsa, que circulaba en grupos de WhatsApp, instaba a la población a cargar gasolina a sus vehículos lo más pronto posible. El mensaje decía lo siguiente:



Hola buen dia.
Carguen gasolina!!!!! mañana hay paro de transporte pesado incluyendo los cisternas que abastecen combustible a los surtidores.

Después de viralizarse el mensaje, se pudo ver largas filas de vehículos en diferentes surtidores de la ciudad. Los choferes indicaron que se alarmaron luego de recibir en sus teléfonos la supuesta alerta.

Ante esta situación, la ANH indicó que "si usted recibió un mensaje con información malintencionada, puede denunciarla al número gratuito 800-10-6006 o al numero de Whatsapp 72072300"

Distrito siete de Viacha Protesta en puertas de YPFB en demanda de gas domiciliario

Vecinos del Distrito 7 de Viacha se concentraron en las puertas de YPFB de la avenida Juan Pablo II, demandando instalación de gas domiciliario ante el rechazo de trámites.

La concentración de los vecinos de Viacha obstaculizó la circulación en la avenida Juan Pablo II, manteniendo su vigilia hasta pasado el mediodía, con la finalidad lograr que sus viviendas tengan la instalación de gas domiciliario.

Pero como resultado de las exigencias documentales, por parte de la entidad estatal, Dirección Jurídica de Yacimientos, gran cantidad de los propietarios del D-7, no son favorecidos con dichas instalaciones, por lo que demandan la remoción de dicho personal

PROTESTA DE VECINOS

"Estos funcionarios de yacimientos, se están negando en facilitar la instalación de gas domiciliario, es por eso que la junta vecinal de este distrito ha definido esta movilización y llegar hasta las oficinas para realizar una protesta ante la serie de dificultades que enfrentan los vecinos", aseguró Jorge Tarqui.

Los vecinos de Viacha, dieron a conocer que supuestamente dos funcionarios de la entidad estatal habrían generado maltrato a los vecinos y que como resultado del rechazo de las conexiones de dichas instalaciones, decidieron realizar la protesta social en puertas de la entidad.

Bajo el argumento “el gas es para todos”, los dirigentes vecinales, demandaban que yacimientos logre las conexiones en las 150 urbanizaciones que registra el D-7 en el Municipio de Viacha, pese a que conforme a los requisitos, dichas instalaciones, solo se deben realizar si se demuestra la documentación de derecho propietario del bien inmueble, planimetría de la zona y tener instalado en primera instancia todos los demás servicio públicos, entre otros requisitos.

ASENTAMIENTOS

"Está exigiendo un montón de documentos, que nosotros no tenemos, incluso nos han pedido antecedentes penales, que no están relacionados con este servicio, pero la mayoría somos asentados, es por eso que estamos protestando”, indicó Tarqui, reconociendo de esta manera que algunos propietarios de inmuebles en el distrito siete de Viacha, solo son asentamientos y que no tendrían ningún documento que demuestre el derecho propietario del bien inmueble.

En tanto los vecinos de este sector apostados en la avenida Juan Pablo II, dieron a conocer que se mantendrán en la medida de presión y anunciaron en bloquear la carretera a Viacha, en caso de que no renuncien dos funcionarios de yacimientos, responsables de exigir y verificar los requisitos.

Entre los requisitos que deben entregar por parte de los propietarios de las viviendas que solicitan este servicio básico son: Testimonio de Propiedad, 2 fotocopias simples; Carnet de identidad 2 fotocopias simples. En caso de no contar con carnet de identidad, puede hacerlo con libreta de servicio militar y/o pasaporte.

alternativa

Si se adquirió la propiedad y aún no tiene el testimonio aprobado con su nombre, puede iniciar su trámite con estos requisitos: 1.- Declaración jurada del inmueble notariado, 2.- Documento privado con reconocimiento de firmas de compra y venta del inmueble.

El requisito mínimo del inmueble es que el ambiente destinado a cocina sea de uso exclusivo y que su cocina tenga 2 metros de ancho por 2 metros de largo y 2 de alto.

Agencia Nacional de Hidrocarburos: Producción de gas llegó a 56,3 millones de metros³

Un reporte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos detalló que YPFB registró la producción total de 56.3 millones de metros cúbicos/día de gas natural.

Desagregando este registro, se tiene que el envío diario a Brasil de gas natural es de 24.2 millones de metros cúbicos día (Mmcd) y adicionalmente 19.2 Mmcd a la Argentina.

El mercado interno demandó 12.1 Mmcd, totalizando 56.3 Mmcd, de los cuales se comercializó 55.5 Mmcd.

Estas cifras están contenidas en la presentación realizada, el pasado 19 de agosto, en ocasión de un Seminario de Capacitación para Periodistas, que auspició la entidad reguladora en sus oficinas de la calle Campos de nuestra capital y que también incluyó una visita a la planta de Senkata, conocida como City Gate, en lenguaje técnico petrolero.

VOLÚMENES

De acuerdo con las explicaciones de los técnicos de la ANH, la producción y la comercialización estuvieron emparejadas en varios días del presente mes, en niveles cercanos a los 60 Mmcd.

La información oficial hizo mención a un período de 15 días. Varios especialistas cuestionaron la cancelación del portal de YPFB Transporte, donde era posible conocer los envíos diarios a los mercados externos y de consumo interno.

CERTIFICACIÓN

La estatal petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) confirmó que no realizó certificación de reservas de gas natural en las gestiones 2015 y 2016.

La información fue proporcionada a la diputada Jimena Costa, en respuesta a su Petición de Informe Escrito N° 522/2017-2018.

La carta de respuesta también señala que “a la fecha se está realizando las gestiones administrativas para el inicio del proceso de contratación de una empresa consultora especializada” para hacer la certificación.

Pese a que la certificación de reservas de gas debe realizarse cada año, de acuerdo con ley, el actual Gobierno las efectúa cada cuatrienio.

RYDER SCOTT

La primera cuantificación fue realizada al 31 de diciembre de 2009, a cargo de la firma estadounidense Ryder Scott, cuyo resultado fue de 9,9 trillones de metros cúbicos de gas natural (TCF).

La segunda cuantificación se hizo al 31 de diciembre de 2013, las reservas probadas de gas alcanzaban a 10,45 TCF, probables en 3,50 TCF y posibles con 4,15 TCF, según estudio de la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants.

lunes, 28 de agosto de 2017

YPFB negocia venta de 39 MMmcd de gas a Brasil



Petrobras, Shell Brasil y cinco estados de ese país están interesados en adquirir 39 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). El contrato actual establece hasta un máximo de 30,08 MMmcd.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, reveló ayer que existen negociaciones con Petróleo Brasileiro SA (Petrobras) para la firma de una adenda (contrato complementario) para la venta de 15 millones de gas desde 2019.

“Está muy adelantado firmar una adenda por 15 millones con Petrobras, es lo que más o menos ellos van a tomar en el próximo contrato”, precisó ayer el ministro en una entrevista con la red estatal de medios de comunicación.

En 1996, Bolivia firmó un contrato de compra venta de gas natural por 20 años con Brasil, hasta 2019. El documento señalaba el envío de 16 MMmcd de gas natural; sin embargo, después de la firma de dos adendas, se llegó a definir el máximo volumen contractual de 30,08 MMmcd más un adicional de “gas combustible”.

En noviembre de 2015, Bolivia y Brasil iniciaron negociaciones para la compra venta de más volúmenes de gas natural una vez culminado el actual contrato.

“Shell Brasil tiene interés de 12 millones para firmar un nuevo contrato, los cinco estados de Brasil quieren aproximadamente 12 millones, entonces tenemos una demanda aproximadamente de más de 40 millones”, puntualizó el ministro Sánchez.

sábado, 26 de agosto de 2017

Bolivia opta por subasta para atraer más capital extranjero



Bolivia necesita dinero para aumentar sus reservas de gas natural, su principal fuente de ingresos, y ya da sus primeras señales. Ayer, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, durante su participación en el décimo Congreso Bolivia Gas & Energía, anunció que el Estado subastará 100 bloques y áreas con potencial energético en el mercado internacional.

Expertos del sector aseguran que es la primera vez que el país recurre a este mecanismo, muy común en el negocio del gas y petróleo a escala global.
Entusiasmado, Sánchez dijo que la metodología junto con otras reformas traerán “miles de millones de dólares”.

En los próximos meses se materializará la puja, pero antes se ajustarán variables para hacer atractivas las inversiones.

Desplegando diapositivas expuso un mapa de las áreas. En el plano, 14 están en la zona Madre de Dios en el norte amazónico, diez en el altiplano, 42 en el sector subandino sur (Tarija), 30 en la zona subandina del centro y llanura del Beni, además de pie de monte, y cinco en la llanura de Santa Cruz.

Los proyectos se presentarán a presidentes de las empresas más importantes del sector a escala mundial, que participarán en el Congreso Internacional del Foro de Países Exportadores de Gas que se realizará en Santa Cruz el 22 de noviembre, en este evento también se socializarán diferentes oportunidades de inversión en el país.

“Están confirmados entre 20 y 30 gerentes. Será una oportunidad de promoción de las áreas, ellos están interesados. Habrá una mesa de exposición con todas las oportunidades de negocios en Bolivia”, manifestó.

Hacen falta más incentivos

Para el analista energético Hugo de la Fuente, el hecho de mostrar áreas expectables no es suficiente para incentivar la exploración de nuevos campos.
Según De la Fuente, uno de los problemas es que la oferta es menor porque los campos entraron en declinación.

Por parte de la demanda, el contrato con Brasil está por vencer y Argentina es un comprador un poco insolvente.
“Para atraer inversiones necesitamos nuevos mercados. En este momento el GNL está en boga en el mundo. Pero no entramos a ese ritmo, no tenemos espacio ni en el Atlántico ni en el Pacífico, no hemos establecido una planta de licuefacción, estamos en desventaja”, sostuvo.

El analista Hugo del Granado explicó que la medida es inédita en el país y que es ágil, además de “muy buena”, para atraer inversiones. Cuestionó que el Gobierno demorará 11 años en aplicarla.

Pero detalló que una subasta es un proceso largo de mucho detalles. Aplaudió que el Gobierno deje de ser “cerradamente estatista y abra puertas para la inversión privada”.

Recomendó trabajar en mejorar las condiciones de los proyectos para hacerlos seductores a las empresas interesadas.

“Sería un fracaso que nadie se presentara por la falta de condiciones y seguridad jurídica”, dijo.
Francesco Zaratti, analista en energía e hidrocarburos, opinó que es importante que YPFB deje de negociar directo con las empresas la asignación de bloques exploratorios sin licitarlos.

“Lo negativo es que es una medida tardía e irrelevante a corto y mediano plazo, en los cuales YPFB debe solucionar problemas álgidos de reservas y producción”, detalló.
Para mejorar las condiciones para las empresas, Sánchez explicó que mejoraron los tiempos para la otorgación de licencia ambiental de 390 días a 190.

“Tenemos ese reto, queremos llegar a 90 días (…). En ningún país de la región tienen esos tiempos”, apuntó.

Por último dijo que Bolivia cuenta con 35 proyectos de exploración con reservas estimadas de 37 trillones de pies cúbicos (TCF). Pero ante la coyuntura de precios bajos se priorizó 13 proyectos con un potencial de 17,88 TCF. La autoridad garantizó seguridad jurídica para todas las empresas del sector.

Firmam memorándum para impulsar el etanol
El presidente de la Federación de Empresarios Privados de Santa Cruz, Luis Barbery, y el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, firmaron ayer un memorándum de intenciones para producir etanol para ser usado como oxigenante en gasolinas.

Sánchez indicó que la superficie de caña cultivada se duplicará en 10 años, además estima una inversión en agricultura que supere los $us 800 millones. “Las inversiones en futuras ampliaciones de la industria serán de $us 600 millones y el esfuerzo empresarial y el estado alcanzarán a una inversión de cerca de $us 1.500 millones”, señaló.

Por su parte, Barbery explicó que Bolivia es el último país en Sudamérica que está impulsando un programa de enriquecimiento de la gasolina con etanol.

viernes, 25 de agosto de 2017

Según denuncia de Carlos Valverde No hay infraestructura para transportar urea

A través de las redes sociales, el comunicador Carlos Valverde denunció que no existe infraestructura para el transporte de urea. “Tienen las ‘chatas’ para la urea, las bases para los vagones y no hay rieles ni las va a haber... se me antojan los carritos Hanne de García Mesa... ah! Ya hay producción de urea almacenada y... no hay comprador Esto es robo descarado y expresión de lo mal que se administra el Estado”, dice el comentario que va acompañado de fotografías.

Recordemos que el inicio de operaciones de la planta de urea en la localidad de Bulo Bulo fue anunciado para abril pasado. El tramo I de la ferrovía, que fue adjudicado en noviembre del año pasado, tiene un plazo de ejecución de 500 días hábiles.

El tramo II fue adjudicado a la empresa China Railway, pero a principios de 2015 se rescindió contrato por incumplimiento, y la obra se adjudicó a Convisa, que actualmente está a cargo de la ejecución.

En mayo, Bolivia firmó un memorando de entendimiento con cinco estados de Brasil para negociar la venta de gas y urea sin contar con un estudio económico ni técnico para el traslado del fertilizante debido a las demoras significativas de la ferrovía que se construye con este objetivo informó en ese momento el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

En la oportunidad, Sánchez indicó que se debe mejorar la logística. “Nosotros tenemos Puerto Quijarro, hay que ir por Puerto Cáceres por línea fluvial o por vía de carreteras. Hay que hacer todo un estudio, que ya lo estamos haciendo, porque es una oportunidad de negocio muy grande”, indicó.

Explicó que el Estado de Mato Grosso, al ser altamente productivo en cuestiones agropecuarias, puede requerir hasta el total de la urea que produce la planta de Bulo Bulo, porque actualmente importa este insumo desde China a 330 dólares por tonelada y con 15 días de demora.

El pasado 21 de abril, el viceministro de Transporte, Galo Bonifaz, informó que se analiza un nuevo plazo de entrega de la ferrovía Montero-Bulo Bulo, para el traslado de urea, debido a los retrasos registrados por las lluvias en la zona. Tras una inspección, Bonifaz precisó que el tramo II, Yapacaní-Bulo Bulo, tiene un avance del 78 por ciento. Mientras que el tramo I, Montero-Yapacani, reportó un avance del 40 por ciento.

El precio del fertilizante se obtendrá cuando esté definido el costo del transporte desde la planta de Bulo Bulo, aunque Sánchez aseguró que son “muy competitivos”, ya que el costo de producción por cada tonelada de urea es de 200 dólares. No obstante, con el acuerdo de entendimiento existe la posibilidad de que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) opere también como un “distribuidor en el lugar de consumo”.

Con ajuste de tarifas del gas natural industrial Gobierno pretende mejorar ingresos de YPFB

Los ingresos estimados por el Gobierno, luego de implantada la resolución 0331 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que fijó nuevos precios para el gas natural de uso industrial, los mismos se destinarán a fortalecer a la estatal petrolera, de acuerdo con una primera aproximación realizada por el experto Mauricio Medinaceli, sobre el destino de los fondos resultantes de la medida.

Esta hipótesis se fundamentó en la consideración de que la estatal petrolera invierte más del 50% de sus utilidades en el sector, de acuerdo con declaraciones del ministro del sector, Luis Alberto Sánchez.

PRIMER ANÁLISIS

En un primer análisis realizado por Medinaceli, sobre la disposición gubernamental, admitió que no se ve claro cuál es exactamente el destino de los fondos, si serán para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) o para los productores.

El escenario planteado analiza la distribución en función de la tarifa anterior a la determinación de la ANH, que fue de 1.70 dólares el millar de pies cúbicos de gas al sector industrial.

En ese ámbito, el experto consideró que el precio al productor era de $us 0,57, luego se añadía $us 0,41 por millar de pie cúbico que corresponde a la tarifa de transporte por gasoducto. Ejemplificó que en ese punto el gas se transporta al lugar denominado City Gate, que sería la planta de Senkata en El Alto. Después, el distribuidor (YPFB) operaba con la distribución del gas que llegaba al consumidor final en esas condiciones de costo.

INGRESOS

YPFB, como distribuidor recibía $us 0,24 por millar de pies cúbicos. Esa cifra representaba su margen de distribución. Luego $us 0,48, se destinaba al Fondo de Gas, Fongas, creado por la administración de Evo Morales mediante Decreto Supremo 1996.

YPFB, una vez que recibía el gas, vendía ese volumen al sector industrial a $us 1.70 el millar de pies cúbicos; asimismo al sector comercial en $us 3,97 (hoteles, restaurantes, negocios pequeños dentro la ciudad); a distribuidoras de gas natural (GNV) a $us 1,70; y a domicilios a $us 3,87 como un promedio, porque ahí existe una escala de precios, explicó.

Medinaceli sostuvo que se desconoce la nueva estructura de distribución y que la misma no fue explicada por las autoridades en los medios de comunicación.

Petroleras expresan inquietud por dos decretos del Gobierno

Dos decretos, relativos a la gestión de los contratos de servicios de operación, han causado “gran inquietud sobre la seguridad jurídica que tiene relación directa con nuestras inversiones”, dijo la presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Claudia Cronenbold • Disposiciones reglamentan costos recuperables y aprobados, que según el Gobierno se basan en una banda internacional de precios


La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), a través de su presidenta, Claudia Cronenbold, demandó seguridad jurídica para las inversiones del sector petrolero en el país y reveló preocupación por los recientes decretos supremos 3277 y 3278, aprobados el 9 de agosto.

Durante la X Feria y Congreso de Gas & Energía, Cronenbold aprovechó la presencia del vicepresidente, Álvaro García y del ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, para hacer conocer la posición del sector respecto a las recientes normativas, pero también para hablar de los desafíos que tienen las petroleras en un contexto desfavorable de precios bajos de los hidrocarburos y altos costos para la producción.

“Estamos de acuerdo en que la actual coyuntura de la industria exige de las empresas un riguroso control de los costos y de las inversiones, además de la aplicación de criterios de optimización y eficiencia”, señaló.

Sin embargo, Cronenbold dijo que la emisión de dos decretos, relativos a la gestión de los contratos de servicios de operación, “han puesto en evidencia legal estos contratos, generando gran inquietud sobre la seguridad jurídica, que tiene relación directa con nuestras inversiones”.

VICEPRESIDENTE

El vicepresidente García explicó en el cónclave este miércoles, que mientras en Bolivia los precios de los costos de operación son elevados, contradictoriamente en el exterior son bajos.

“Vamos a establecer una banda de precios estándar a escala internacional y mundial, de cuánto cuesta hacer una perforación, una línea, una planchada y en función de esos precios mínimos y máximos movernos en nuestros costos de operación y costos recuperables”, señaló la autoridad.

DECRETOS

Dichos decretos plantean la reglamentación de los costos recuperables y los costos aprobados, que según el Gobierno se basan en una banda internacional de precios.

La máxima ejecutiva de la CBHE señaló que es importante resaltar que el sector privado acompaña al desarrollo energético nacional, aportando notablemente a los objetivos trazados por el Estado y bajo el liderazgo del Ministerio de Hidrocarburos, a través de ocho proyectos prioritarios que se encaran de manera conjunta.

“Desde nuestra perspectiva, este hecho afectará la ejecución de inversiones futuras en el sector, imprescindibles para cumplir con los compromisos que tiene el país (…). Comprometidos como siempre con nuestro país, señor Vicepresidente, señor ministro les solicitamos un espacio de discusión para superar esta dificultad”, expresó en el auditorio del hotel Los Tajibos.

PROYECTOS

Cronenbold dijo que el tema principal del Congreso desafía la idea de encontrar las formas adecuadas de cómo “energizar el futuro” y cómo las tendencias de la industria pueden viabilizar los proyectos energéticos que el país, la región y el mundo necesitan.

Recordó que desde 2008 hasta 2017, con el apoyo de importantes instituciones, como el Ministerio de Hidrocarburos y el Consejo Mundial de Energía, se organizaron 10 Congresos buscando ser el termómetro de una realidad cambiante en un mundo ávido por la energía.

Guillermo Tórrez Exministro sostiene que no hay subvención de gas

El exministro de Hidrocarburos, Guillermo Tórrez, señaló que la política de precios del sector no contempla ninguna subvención en la provisión de gas natural en el país, y que la resolución (0331) de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) contradice lo estipulado en la Ley de Hidrocarburos 3058 en cuanto a las nuevas tarifas vigentes en el sector industrial.

Empero, manifestó que la legalidad de las nuevas tarifas aprobadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos resulta un problema, puesto que el año 2005 los proyectistas incorporaron en el texto de la Ley de Hidrocarburos que el precio interno del gas natural no debe ser más del 50% de los precios de los contratos de exportación.

Al respecto Tórrez, quien fue ministro en el Gobierno de Carlos Mesa, explicó que, “lo que pasa es que el costo de producción (en Bolivia) es bajo y para hablar de subvención se tendría que vender por debajo del costo de producción, cualquier centavo que esté por encima de dicho costo, es ganancia”, manifestó en una entrevista concedida ayer al programa Levántate Bolivia de la red televisiva Cadena “A”.

Congreso Internacional de Gas y Energía Mercado del gas enfrenta retos y tareas pendientes

Los menores costos de la energía renovable, la llegada al mercado mundial y regional del gas natural licuado (LNG) en condiciones más competitivas en precios, son parte de los desafíos que se plantearon en las conclusiones del Congreso de Gas y Petróleo de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, que durante dos días debatió y puso a consideración de los asistentes varios temas respecto al futuro desarrollo de la energía.

“Durante estas dos jornadas hemos puesto a consideración del público y del sector energético un programa de conferencias y paneles en la idea de actualizar nuestros conocimientos, conocer las tendencias y plantearnos las preguntas correctas para ayudar a la toma de mejores decisiones”, decía la presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Claudia Cronenbold, al indicar algunas de las conclusiones del encuentro.

PRODUCCIÓN

Dentro de las tareas que se ha manifestado por los expositores, está el reducir la producción de petróleo, para elevar el valor del crudo en el mercado internacional.

Dentro los desafíos está la competencia del gas por ductos contra el LNG, ya que la segunda apunta a flexibilizar los precios del energético en la región.

Para Sylvie D’Apote de Prisma E&T Consultores, el escenario del GNL en la región, se perfila cada vez como mayor competencia para los proveedores de gas por ductos priorizando la flexibilización.

“En ese marco, Brasil está presto a renegociar su contrato de compraventa de gas con Bolivia, pero del otro lado hay mucho gas natural licuado por tomar”, asintió.

COSTOS Y MERCADOS

La industria petrolera, con la crisis de los precios, ha empezado a optimizar sus costos de operación, y una muestra de ello fue la información que brindaron sus experiencias Repsol y Schlumberger, en el Panel de Gestión de Crisis. “(La optimización de costos) pasan por la digitalización, el compromiso interno y la cultura del ahorro, entre otros”, apuntó.

BRASIL

Por otra parte, en el caso de los mercados, Rivaldo Moreira de Gas Energy indicó que la producción doméstica de gas natural en Brasil crece de manera vertiginosa y la misma está muy concentrada en la región Sudeste.

“Además ocurren cambios profundos en el sector de transporte y comercialización en ese país, los cuales plantean desafíos enormes para Bolivia en una negociación de futuros contratos de gas”, agregó.

FUENTES RENOVABLES

Pero Carlos St. James, de Wood Group Clean Energy, mostró la creciente capacidad competitiva de las energías renovables para la generación de electricidad. En este marco, la capacidad instalada de energía solar y eólica tiende a duplicarse y los costos se han reducido notablemente por lo que se insta a los gobiernos de turno a encarar este tipo de proyectos.

En ese contexto, Christoph Frei, secretario general del Consejo Mundial de Energía, manifestó que se vive la gran transición que ha tomado el suministro de energía, que es definido por diferentes crecimientos, diferentes geopolíticas y diferentes flujos de comercio impulsado por tres fundamentales fuerzas que son: la ‘desglobalización’, los nuevos modelos de negocio que están impulsados por la electrificación, descentralización y digitalización, y la capacidad de superar eventos adversos (resiliencia) que es un desafío que tenemos que encarar.

Embajador Normando Álvarez: Argentina será mayor comprador de gas

El embajador de Argentina, Normando Álvarez, afirmó que con la caída de la demanda del gas boliviano por parte del mercado de Brasil, su país será el mayor comprador del energético nacional, así llegue a producir a su máxima capacidad el campo Vaca Muerta.

“Sabemos que Brasil tiene su propia dinámica, sabíamos que el Ministro de Energía de Argentina tenía información que Brasil iba a comprar menos, pero no es lo mismo que compre un gran país a que compren solo unos Estados (…). Frente a eso sabemos que seremos el principal comprador de gas boliviano”, señaló.

El diplomático argentino informó que el Gobierno de Mauricio Macri está apostando a una mayor infraestructura en ductos, a fin de tener una mayor capacidad de compra de los volúmenes actuales.

CONTRATO

De acuerdo con el contrato de compraventa de gas con Argentina, se establece un volumen mínimo de envío de 19,9 millones de metros cúbicos diarios (Mmmcd) en el periodo de invierno -que dura aproximadamente cuatro meses- y de 16,4 Mmmcd en verano. Según YPFB la producción diaria llega entre 60 a 61 Mmmc.

Consultado si Argentina dejará de consumir gas boliviano cuando Vaca Muerta rinda a su máxima capacidad, Álvarez dijo durante el descanso del Congreso Gas & Energía, que este megacampo de shale gas (no convencional) cubrirá bastante la demanda interna, pero no reemplazará al energético boliviano.

“Durante la conferencia de ayer (miércoles) del especialista argentino, señaló que aunque Vaca Muerta cubriría bastante la demanda (de Argentina), es un sistema bastante costoso de exploración y también de consumo (…), por eso el Gobierno argentino considera que Bolivia es un socio importante”, refirió el embajador.

SHALE GAS

Vaca Muerta es la principal formación de shale en Argentina. Se estima su potencial en 308 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas que deben ser explotados por fracking, una tecnología costosa que demanda altos volúmenes de agua y se basa en la fracturación de rocas.

Sin embargo, Álvarez aclaró que las tareas de exploración en Vaca Muerta pueden tomar entre cinco a seis años y llegar al rendimiento máximo del campo recién entre 2025 y 2030.

MERCADO

El diplomático dejó en claro que si bien Argentina se vio obligada a comprar gas a Chile, por la alta demanda del período de invierno, pues no se alcanzaba a cubrir con los volúmenes enviados desde YPFB. Se trata de “mercados secundarios, porque el principal proveedor es Bolivia”.

Destacó que en la actual coyuntura, Bolivia no solo envía los volúmenes comprometidos de gas, sino que más de las proporciones promedio, por lo que el Gobierno argentino se encuentra muy conforme.

SUBVENCIÓN

Sin embargo, mencionó que en su país, como parte de los ajustes tarifarios en consumo de gas, se tuvo un ahorro de 500 millones de dólares durante el primer semestre, como resultado del retiro de la subvención a los sectores de alto nivel económico y no así a las clases más necesitadas.

“Hay millones de argentinos subvencionados que son de las clases de menores ingresos (…). Había una deformación, se subvencionaba a zonas de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe, donde están concentrados los sectores de mayores ingresos”, explicó.

Durante el evento organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Álvarez señaló que, en paralelo a las expectativas en torno al gas, la empresa argentina Refinor está a la espera de concretar la compra de Gas Licuado de Petróleo (GLP), en cumplimiento del memorándum de intenciones firmado con YPFB, que se traducirá para el Estado boliviano en un ingreso de $us 100 millones anuales, por un período de cinco años.

Bolivia subastará áreas para exploración de gas



El Gobierno alista la subasta internacional de nuevas áreas para la exploración de hidrocarburos, con la finalidad de incentivar las inversiones extranjeras en Bolivia, informó el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez.

La autoridad indicó que el plan de exploración de hidrocarburos tiene una cartera total de cien áreas, de ellas se priorizarán 12 hasta el año 2021, que incluyen un potencial de reserva de gas natural de 17,8 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés).

“En los próximos meses haremos una subasta de bloques, áreas para exploración. Hoy estamos trabajando (...) para promocionar e incentivar las inversiones extranjeras en Bolivia que nos han dado muy buen resultado en los últimos años”, manifestó ayer el ministro Sánchez, durante el cierre del Congreso Internacional de Gas & Energía 2017, de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE).

La autoridad denominó a los 12 proyectos que serán priorizados hasta el año 2021, como un plan “de exploración ultra eficiente” porque deberán arrojar resultados en dos a tres años, cuando normalmente lleva cinco hasta siete años.

Las nuevas áreas de exploración serán promocionadas y socializadas entre los participantes del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), que se realizará en la ciudad de Santa Cruz en noviembre de este año, adelantó Sánchez.

La autoridad destacó el proceso de internacionalización de YPFB con oficinas en Buenos Aires (Argentina), Rio de Janeiro (Brasil), Cuiabá (Brasil), Lima (Perú) y Asunción (Paraguay), con la finalidad de realizar nuevos emprendimientos en el área de hidrocarburos.

Gobierno y empresarios buscan invertir $us 1.500 MM en etanol



Con la firma de un documento de intenciones, el Gobierno y los empresarios dieron ayer el primer paso para producir etanol, combustible con mayor octanaje que la gasolina, que demandará una inversión conjunta de $us 1.500 millones.

El acuerdo, denominado Cooperación para el Análisis de la Posibilidad de la Implementación del Etanol como Aditivo Contemplando la Sostenibilidad Alimentaria y Ambiental, fue rubricado ayer por el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, y el presidente de la Federación de Empresarios Privados de Santa Cruz, Luis Barbery. Ambos coincidieron en que la alianza público-privada permitirá el desarrollo industrial agrícola, la generación de nuevos empleos y mayor desarrollo del país.

Sánchez destacó la relación con el empresariado que permite el impulso de nuevos emprendimientos como la producción de etanol, un proyecto que implicará un fuerte esfuerzo del sector privado y estatal.

“El esfuerzo empresarial y del Estado alcanza una inversión de cerca a 1.500 millones de dólares (...) (el etanol) es un combustible como la gasolina, pero con mayor octanaje”, destacó Sánchez.

Para el desarrollo del proyecto, el sector cañero deberá duplicar su producción para generar más alcohol. Sólo este proceso demandará una inversión de unos $us 800 millones. Se calcula que la obra generará unos 12 mil empleos, explicó el Ministro.

Barbery dijo que en la actualidad Bolivia produce etanol a baja escala, pero con el proyecto se deberá incrementar las plantas destiladoras. El combustible demanda en su producción casi ocho meses y se requerirá centros de almacenamiento que garantice el consumo interno para doce meses.

La gasolina tiene alrededor de 87 octanos (potencia), pero el etanol llega 117, apuntó Barbery.

jueves, 24 de agosto de 2017

Gobierno optimizará costos de operación

El vicepresidente Álvaro García Linera dijo que a través de un decreto supremo se fijará una banda de costos operativos y que se reglamentará con las operadoras en Bolivia. La nueva disposición será formalizada mediante un decreto que se encuentra en elaboración.

La autoridad hizo el anuncio en su discurso durante la inauguración del Congreso de Gas y Petróleo en Expocruz que tuvo lugar este miércoles en Santa Cruz, bajo el auspicio de la privada Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH).

García Linera indicó que el mundo vive momentos de optimización de recursos. Expertos en materia petrolera señalaron que las inversiones en el sector tendieron a disminuir por los precios petroleros del crudo que bordean los 50 dólares.

DECRETO

El Vicepresidente dijo ayer, miércoles, que el Estado ha elaborado un decreto supremo que fija una banda de costos de operación en campos petroleros acorde con los precios internacionales.

García Linera explicó que mientras en Bolivia los precios de los costos de operación son elevados, contradictoriamente en el exterior son bajos.

“Vamos a establecer una banda de precios estándar a escala internacional y mundial, de cuánto cuesta hacer una perforación, una línea, una planchada y en función de esos precios mínimos y máximos movernos en nuestros costos de operación y costos recuperables”, señaló.

REGLAMENTACIÓN

Añadió que ante la preocupación del sector privado, el Gobierno instruyó al ministro de Hidrocarburos reunirse con los privados para reglamentar junto a las empresas operadoras en Bolivia el decreto mencionado.

“El mensaje es claro, tenemos que adecuar los costos de operación en Bolivia a los costos de operación promedio internacional. Donde hayan costos de operación en Bolivia que no se justifiquen y que estén por encima de la banda de los precios internacionales, vamos a suspenderlos, porque es un momento en que todo el mundo está optimizando costos”, añadió.

Hasta 2029 Experta asegura que Brasil demandará gas boliviano

La exdirectora de la Agencia Internacional de Energía para Latinoamérica (AIE), Sylvie D’Apote, dijo ayer, miércoles, que Brasil continuará siendo un mercado para el gas natural de Bolivia, hasta 2029. Estas declaraciones fueron efectuadas en el marco del Congreso de Gas y Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos que se realiza desde ayer en Santa Cruz.

“Bolivia todavía va a continuar exportando a Brasil, yo he oído y me hace sonreír la declaración de autoridades de Brasil, que dicen que va estar independiente en (la producción de) gas el 2029, eso es imposible totalmente, para mi es una buena intención pero no una realidad, por lo que se podrá seguir negociando”, manifestó a los periodistas.

PRESAL

Explicó que uno de los factores, de su posición, es que la producción de ‘El Presal’, en Brasil, aún no alcanza las dimensiones que se calculaban anteriormente, por lo que en función a los cálculos hechos mediante una consultoría el gas boliviano será exportable durante las siguientes dos décadas.

D’Apote añadió que la capacidad de importación de Gas Natural Licuado (GNL), en Brasil, está aumentando.

‘El Presal’ tiene una producción de 40 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y para comercializar 20 MMmcd.

VOLÚMENES

Brasil recortó su demanda de gas natural boliviano de 28 a 12 MMmcd, sin embargo, el Gobierno boliviano confía que para esta gestión el máximo de exportación alcance a 30 MMmcd para el país vecino y 19 millones para Argentina.

Experto proyecta que el precio del petróleo tiende a estabilizarse

En el inicio del X Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2017, que empezó hoy en la ciudad de Santa Cruz, el director de Consultorías y Análisis de Energía de S&P Global Platts, Javier Díaz, estimó que el precio del petróleo tiende a estabilizarse.

El experto sostuvo en su disertación que el precio del petróleo se situará el resto del año en 50 dólares el barril.

Los ambientes del hotel Los Tajibos acogieron el evento de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), que tiene como objetivo, durante dos días, analizar los mercados del gas natural para Bolivia y otros temas a cargo de conocedores nacionales y del exterior.

Otra de las especialistas, la titular de Prisma E&T Consultores, Sylvie D'Apote, reflexionó a los asistentes sobre el actual periodo de bajos precios y reducida demanda de Gas Natural Licuado (GNL), a nivel internacional, a causa de la falta de inversiones.

Para el resto de la jornada de hoy se aguardan otras intervenciones. Las autoridades bolivianas del rubro también estarán presentes.

Petroleras piden seguridad jurídica para sus inversiones



La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) a través de su presidenta, Claudia Cronenbold, demandó seguridad jurídica para las inversiones del sector petrolero en el país y reveló preocupación por los recientes decretos supremos 3277 y 3278 aprobados el 9 de agosto.

Durante la X Feria y Congreso de Gas & Energía, Cronenbold aprovechó la presencia del vicepresidente Álvaro García Linera y del ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez para hacer conocer la posición del sector respecto a las recientes normativas, pero también para hablar de los desafíos que tienen las petroleras en un contexto desfavorable de precios bajos de los hidrocarburos y altos costos para la producción.

"Estamos de acuerdo en que la actual coyuntura de la industria exige de las empresas un riguroso control de los costos y de las inversiones, además de la aplicación de criterios de optimización y eficiencia", señaló.

Sin embargo dijo que la emisión de dos decretos, relativos a la gestión de los contratos de servicios de operación, "han puesto en evidencia legal estos contratos generando una gran inquietud sobre la seguridad jurídica que tiene relación directa con nuestras inversiones".

Dichos decretos plantean la reglamentación de los costos recuperables y los costos aprobados, que según el Gobierno se basan en una banda internacional de precios.

La ejecutiva de la CBHE señaló que es importante resaltar que el sector privado acompaña el desarrollo energético nacional aportando notablemente a los objetivos del Estado, a través de ocho proyectos prioritarios conjuntos.

"Desde nuestra perspectiva, este hecho afectará la ejecución de inversiones futuras en el sector, imprescindibles para cumplir con los compromisos que tiene el país (...). Comprometidos como siempre con nuestro país, señor Vicepresidente, señor Ministro les solicitamos un espacio de discusión para superar esta dificultad", expresó en el auditorio del hotel Los Tajibos.

Cronenbold dijo que el tema principal del congreso desafía la idea de encontrar las formas adecuadas de cómo "energizar el futuro" y cómo las tendencias de la industria pueden viabilizar los proyectos energéticos que el país, la región y el mundo necesitan.

Bolivia es el proveedor confiable y dominante del gas en Sudamérica



El Estado boliviano es y será el proveedor confiable de gas en Sudamérica por muchos años más, además de exportador dominante a mercados grandes como Brasil y Argentina, coincidieron el Gobierno y expertos del sector.

El vicepresidente Álvaro García Linera inauguró ayer el X Congreso Internacional de Gas & Energía 2017, organizado en Santa Cruz por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE). Informó que el país tiene una cartera de 27 proyectos de exploración con un potencial de 35 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas. De estos se priorizarán 12, con un estimado de 17,8 TCF hasta 2021.

Destacó que, como producto de las inversiones, en el período 2006-2016 se duplicó la producción de gas de alrededor de 30 millones de metros cúbicos día de gas (MMmcd) a 60 MMmcd, lo que también repercutió en un incremento de la renta petrolera de $us 4.587 millones en 1985-2005 a $us 33.330 millones en diez años.

Recordó que en el área de industrialización Bolivia exportará urea a partir de septiembre al mercado brasileño y muy pronto energía eléctrica a países vecinos.

“Bolivia sigue siendo un país confiable, sigue y seguirá siendo un país con enormes reservas gasíferas, es y seguirá siendo un país que cumple sus compromisos. Es un país con mucha estabilidad social y política (...) tiene la economía más sana del continente”, remarcó.

Javier Díaz, director de Consultoría y Análisis de Energía de S&P Global Platts, dijo que “(Bolivia) es el exportador por viaducto dominante en el cono sur, es el único en producción que compite con el GNL (gas natural licuado) en toda la región”.

Agregó que el Estado boliviano ahora tiene el reto de desarrollar sus reservas de gas y hacer sostenible su producción para contar con la capacidad de “reaccionar a la negociación de contratos” y continuar con la exportación y abastecimiento de la demanda interna.

Bolivia, a través de YPFB, provee de gas a Brasil hasta un cupo máximo de 31 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y al mercado de Argentina con 20,3 MMmcd. Gestiona además la exportación del hidrocarburo por viaducto a Paraguay y mediante el GNL a Perú.

Sylvie D’Apote, directora de Prisma E&T Consultores, indicó que según estudios técnicos Brasil continuará como el principal consumidor del gas natural boliviano en el largo plazo, y que será imposible que el país vecino sea autosuficiente en 2021.

“Me hace sonreír la declaración del Ministro brasileño que dice que Brasil va a estar independiente en el gas en 2021, eso es imposible (...) Para mí es una buena intención, pero no es verdad”, manifestó.

Las exportaciones de gas a Brasil crecerán desde el segundo semestre



El ministro de Economía y Finanzas Públicas, Mario Guillén, informó ayer que a partir del segundo semestre del año, Bolivia exportará mayores volúmenes de gas a Brasil.

El ministro Guillén explicó que en enero se exportó 15 millones de metros cúbicos día (MMmcd), en febrero casi 16 MMmcd, en marzo volúmenes similares, en abril 30 MMmcd, y entre mayo y junio por encima de 15 MMmcd.

Tomando en cuenta este balance, enfatizó en que a partir del segundo semestre, los volúmenes de exportación comenzaron a incrementarse; por ejemplo, en julio el promedio de ventas fue de 26,5 MMmcd y desde los primeros días de agosto se registró entre 27 y 28 MMmcd.

Afirmó que la disminución hidrocarburífera del 14,1% registrado en el primer semestre crecerá desde el segundo semestre.

“El decrecimiento, producto de los bajos volúmenes exportados en los primeros meses del año, se irá recuperando en el segundo semestre. Por lo tanto esperamos tener mejores niveles de crecimiento porque vamos a poder exportar mayores volúmenes de gas hacia el Brasil”, aseguró Guillén.

El gas domiciliario es más caro que el gas industrial



El vicepresidente Álvaro García Linera explicó ayer que el sector industrial paga $us 1,7 por millar de pies cúbico (MPC), mientras que una familia boliviana factura alrededor de $us 3,7 MPC, ello “no es correcto”.

“Una familia cruceña, cochabambina o paceña paga $us 3,7 dólares por millar de pies cúbico, el sector industrial paga $us 1,7. No puede ser que una familia subvencione al sector industrial. Ahora una familia está pagando más que el sector industrial, no es correcto”, manifestó el Vicepresidente, en el marco del X Congreso Internacional de Gas & Energía 2017, organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE).

En un comunicado de prensa, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, explicó que en Bolivia las tarifas del gas industrial son “más bajas” que el gas domiciliario y además son las “más baratas” de la región.

“Aplicamos la medida al sector industrial porque tiene el precio de $us 1,70 por millar de pies cúbico (MPC), el más bajo de toda la región e incluso del mercado interno, y la categoría domiciliaria tiene un precio mayor de $us 3,87 por MPC”, explicó Sánchez.

Enfatizó en que la empresa privada es fundamental en la economía boliviana, por ello el Gobierno continúa subvencionando al sector industrial, pero desde ahora en menor proporción.

“Estas medidas que el Gobierno está asumiendo, no afectan a la economía, ni a la inflación, ni al despido. Se han asumido estas disposiciones haciendo un análisis en la estructura de costos y de las utilidades de cada empresa”, dijo.

Señaló que la regulación de precios del gas industrial en Bolivia generará alrededor de $us 20 millones en ingresos para el Estado, que serán destinados para la ampliación del servicio de gas domiciliario en regiones alejadas a los centros urbanos, y a los ductos convencionales.

martes, 22 de agosto de 2017

Gobierno defiende ajuste en precio del gas industrial y asegura que empresas mantienen sus utilidades



Los empresarios derpositan en el presidente Evo Morales su última esperanza para revertir el ajuste en precio del gas industrial. Hoy, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, ratificó y defendió la medida afirmando que esta no elimina las utilidades de las empresas y, en consecuencia, no debiera incidir en despidos o subida de precios al consumidor final.

La medida es considerada por el Ejecutivo una disminución de la subvención al carburante y no un incremento, tecnicismo que no convence a los industriales, quienes anunciaron que recurrirán al propio Jefe de Estado para que se revierta la medida, que elevó en casi el 50% el precio del gas destinado a este sector.

Sánchez ofreció martes una conferencia de prensa para explicar, con cifras, los efectos del ajuste en el precio del gas natural para la industria y contrastar las versiones de los industriales sobre los efectos negativos que tendrá la medida, como el incremento en el costo de producción, el riesgo del incremento en el precio de sus productos y el desincentivo para generar empresa.



Dijo que en Bolivia están distribuidos 1.056.684 usuarios de gas en todas las categorías: Doméstico 680.139 (64,37%), GNV 369.235 (34,94%), Comercial 6.218 (0,59%) e Industrial 1.092 usuarios (0,10%), por lo que las empresas afectadas por la disminución de la subvención representan solo el 0,10%, entre las que se encuentran principalmente las dedicadas a la producción de cemento.

Agregó que las empresas con un consumo de hasta 20 mil pies cúbicos al mes (MPC/mes) tendrán un precio de $us 1,86 el MPC, lo que presenta un incremento de 9,76% y abarca a 220 empresas, mientras que en el segundo segmento se encuentran las empresas que tienen un consumo mayor a 10 y hasta 20 MPC/mes, para las que el precio será de $us 2,10 MPC, con un incremento de 23,59% para 831 empresas.

En el tercer segmento están las empresas que tienen un consumo superior a 10 y hasta 30 MPC/mes, que tendrán un precio de $us 2,38 MPC con un incremento de 40,47% para 32 empresas. Finalmente, en el último segmento, se encuentran solo 9 empresas, que tienen un consumo mayor a 30 MPC/mes y tendrán un precio de $us 2,51 MPC, lo que representa un ajuste de 48%.

Para Sánchez, el ajuste no debiera incidir en los costos de producción y recordó que esta decisión se toma tras 20 años de congelamiento de los precios del gas.

“Con todas estas explicaciones podemos aseverar enfáticamente que no corresponde que se incremente el precio al consumidor final ni que tampoco se pueda hablar de despido de trabajadores a causa de esta medida, porque se mantienen las utilidades en las empresas”, insistió.



Las empresas, reconoció, evidentemente bajarán sus utilidades pero no a punto de poner en riesgo su sostenibilidad económica. Las cementeras serán las más afectadas, ya que, por ejemplo Soboce, reducirá sus utilidades de Bs 261 millones a Bs 241 millones.

El presidente de la Cámara de Exportadores, Logística y Promoción de Inversiones de Santa Cruz (Cadex), Oswaldo Barriga, explicó que ahora solo esperan una reunión con el presidente Morales para explicarle la situación y revertir el ajuste que, en su criterio, pone en riesgo la actividad empresarial.

"Queremos una reunión con el presidente Morales para revertir la norma que hace inviable la empresa en el país", afirmó.

De hecho, la Cámara Nacional de Industrias (CNI) solicitó la “intervención directa” de Morales en este problemática porque representa “un golpe directo sobre la productividad y competitividad de la industria nacional”. (22/08/2017)

Fiscalía inició el análisis de la demanda penal por el caso Taladros



El Ministerio Público inició un análisis a la demanda penal que presentó la Contraloría General del Estado (CGE) por el proceso de contratación de tres equipos de perforación adjudicados a la empresa Drillmec por parte de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

La denuncia que presentó la Contraloría ante la Fiscalía –a principios de este mes– fue tras haber concluido con el informe de la supervisión que inició tras revelarse en marzo el caso del supuesto proceso irregular al proceso de contratación de los equipos valuados en $us 148 millones.

“Hace días atrás, la Contraloría presentó una denuncia en el caso taladros, la misma ha sido remitida ante la comisión de fiscales y contiene los mismos antecedentes que hemos ido investigando y los mismos delitos”, informó el fiscal departamental Edwin Blanco.

Según el representante del Ministerio Público, la documentación que presentó el contralor Henry Ara se encuentra en un proceso de análisis y en los siguientes días se tomará una decisión al respeto ya que varios de los aspectos presentados coindicen con la investigación de la Fiscalía.

En la demanda presentada por Ara se encuentran el expresidente de YPFB, Guillermo Achá, además de otros 18 funcionarios de la petrolera estatal que estarían implicadas en presuntas irregularidades en la compra de tres taladros. En este caso, fueron encarcelados siete funcionarios de YPFB, entre ellos, Achá. (22/08/2017)

Gobierno prevé más control de costos en hidrocarburos


El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, anunció una mayor regulación de los costos de exploración y explotación y dijo que las empresas petroleras deberán someterse a nuevos parámetros de eficiencia y precios.

La autoridad también hizo notar que las empresas petroleras serán sometidas a una mayor regulación por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

En un comunicado del Ministerio del área energética, se destaca que la aprobación del Decreto Supremo 3278 permitirá regular los Capex (costos de inversión) y los Opex (gastos de operación) de una manera más efectiva tanto de las empresas petroleras privadas, como la de la estatal YPFB.

El ministro Sánchez explicó que la norma promoverá un escenario de precios circunscrito a la realidad de los mercados nacional e internacional, por lo que remarcó que este será el escenario en el que deberán plantear sus estrategias operacionales las empresas del sector.

El decreto fue aprobado el pasado 9 de agosto para promover el fortalecimiento de los principios de oportunidad, eficacia, efectividad y sobre todo responsabilidad, destaca el comunicado.

Nuevo escenario

Cabe recordar que Sánchez sostuvo que con la caída del precio internacional del petróleo los precios del Capex y Opex han caído un 40%.

Sin embargo, hizo notar que en Bolivia los servicios de la actividad petrolera no han disminuido en ese porcentaje que ha bajado en el mundo.

“Ahora vamos a tener bandas de precios que vamos a regular a través de YPFB y empresas que nos puedan asesorar para no tener costos tan altos”, sostuvo Sánchez.

Marcelo Campero, analista en hidrocarburos, sostuvo que la nueva tabla de precios que maneje el Gobierno no debe generar un desincentivo en los operadores privados.

Campero precisó que las bandas de costos para la actividad exploratoria y de explotación es necesaria para, de alguna manera, equilibrar la caída de precio del barril de petróleo.

Jorge Molina, ligado hace 10 años al servicio petrolero, sostuvo que los gastos que se realizan tanto en el Capex como en el Opex están directamente relacionado con el valor internacional del crudo, por lo que todas las empresas petroleras del mundo basan su estrategia de gastos en esta nueva realidad, por lo que el control que busca realizar la ANH está acorde a la actual situación coyuntural.

“El tema es no generar anticuerpos”, subrayó Molina.

viernes, 18 de agosto de 2017

Industrias pagarán Bs 20 millones más al mes con incremento de tarifas

El incrementó de un 50% a la tarifa de gas natural a todas las industrias de Bolivia establecida por la ANH, ocasionará que las industrias en el país paguen Bs 20 millones más cada mes de lo que venían pagando, según estimaciones de Herlan Soliz, El secretario de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz.

En La Paz las industrias pagarán Bs 5,9 millones más, en Santa Cruz Bs 5,8 millones, en Cochabamba Bs 4,6 millones, en Chuquisaca Bs 1,9 millones, en Oruro Bs 1,4 millones y en Potosí Bs 400 mil.

“Este incremento beneficiará directamente a YPFB Distribución, ya que es la encargada de comercializar el gas natural boliviano dirigido al sector industrial. Hace unos meses vimos otro incremento a la tarifa eléctrica dictado por la autoridad eléctrica, beneficiando a ENDE en ese caso. Se puede observar cómo las empresas reguladoras del sector energético e hidrocarburífero buscan beneficiar económicamente a los brazos operativos del Estado como ser YPFB y ENDE”, afirmó Soliz.

El sector industrial privado representa el 21% de la demanda de gas natural en Bolivia, generando el 34% de los ingresos del mercado interno (para YPFB). Con el incremento, va a generar el 44%, convirtiéndose en el sector de mayor aporte a YPFB.

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Incremento en tarifa de gas genera discrepancia entre privados y Gobierno

La resolución de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que establece el incremento del 50% en la tarifa del gas natural para el sector industrial ha generado discrepancia entre los empresarios privados y el Gobierno.

Los industriales del país se encuentran en emergencia, han indicado que por lo menos 34.600 industrias tendrán que pagar de $us 1,70 el millar de pies cúbicos (MPC), a $us 2,51 el MPC.

Mientras tanto, desde el Ministerio de Hidrocarburos, este viernes emitieron un comunicado en donde contradice a los industriales y afirma que solo a nueve empresas de las 1.092 que tienen la categoría de industrial.

Reunión privados y Gobierno

Jorge Arias, presidente de la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo (Cainco), informó que iniciaron las negociaciones con el Gobierno sobre el tema del incremento de la tarifa del gas, a la vez ratificó las empresas no están en condiciones de poder atender.

"El ministro de Hidrocarburos y otras autoridades entendieron la posición nuestra, existe la posibilidad de revisar el porcentaje de estos incrementos y se pueda considerar una gradualidad en su aplicación. Se establecieron comisiones que inician esta tarde y aguardamos que la próxima semana tengamos las definiciones al respecto", señaló Arias.

Marco Salinas, presidente de la Cámara Nacional de Comercio (CNC), dijo que este incremento deteriorará la salud del sector empresarial, ya que se sumará a la suba de la tarifa de la electricidad.

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Guillermo Ribero, presidente de la Cámara Nacional de la Industria Oleaginosa (CANIO), manifestó la preocupación que existe en el sector, a raíz del alza de la tarifa del gas. No descarta que esta medida, "sumada a la desaceleración de la economía, tenga reflejos negativos en las industrias del país".

Desde el Ministerio de Hidrocarburos indicaron que en la categoría industrial se tiene registrados 1.092 empresas en todo el país, en ese marco, la segmentación de acuerdo al nivel de consumo sería de la siguiente forma:

Segmento A, se encuentran 220 empresas que tienen un consumo de hasta 20.000 MPC mes, aquí se tendrá un precio de $us 1,86 MPC, por lo que este segmento experimentará un incremento máximo de 9%.

Segmento B, se tiene a 831 empresas, las que tienen un consumo de hasta 10.000 MPC mes, donde el precio será de $us 2,10 MPC, por lo que este segmento tendrá un aumento máximo de 23%.

Segmento C, son 32 empresas las que tienen un consumo de hasta 30.000 MPC/mes, este segmento tendrá un precio de $us 2,38 MPC, por lo que este segmento experimentará un incremento máximo de 40 %.

Segmento D, aquí se encuentran sólo 9 empresas, que tienen un consumo de más de 30.000 MPC/mes, ellos tendrán un precio de $us 2,51 MPC, por lo que este segmento tendrá un incremento máximo de 48%.

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.