La campaña china para cambiar en millones de hogares la calefacción de carbón por otra menos contaminante y la ayuda del viento ha propiciado en Pekín cielos inusualmente azules, pero ha generado una crisis energética nacional que amenaza con afectar al mercado mundial de gas.
Los niveles de partículas contaminantes en Pekín fueron en noviembre un 54 % menores que en el mismo mes de 2016, y la tónica general fueron los cielos despejados, pese a que lo normal es que a partir del día 15 de ese mes, la fecha en la que oficialmente se encienden las calefacciones, el gris domine.
Los cielos azules han sido elogiados por los pequineses, a menudo resignados a la mascarilla invernal, aunque se ha pagado un alto precio en pueblos y ciudades que pasaron muchos días sin calefacción pese a sufrir las temperaturas bajo cero.
La causa fue una inadecuada conclusión del programa nacional chino de lucha contra la polución, por el que entre 2013 y 2017 hasta 5,5 millones de familias del norte chino dejaron de usar carbón para utilizar sistemas alimentados por gas natural o electricidad, menos contaminantes.
En este invierno terminaba la campaña, los líderes locales estaban obligados a cumplirla si no querían ser expedientados, y algunos han intentado cumplir sus cuotas locales a última hora, rápido y mal, lo que trajo falta de suministro de gas y muchos hogares sin calefacción.
“En mi casa sólo podíamos usar el gas un día sí y otro no, e incluso los días en que estábamos autorizados sólo se permitía encender la calefacción unas horas por la noche”, contó Lu Yanfeng, profesora de 33 años cuya familia en el pequeño pueblo de Dacheng ha sufrido más que nunca los rigores invernales.
Según Lu, la falta de calefacción incluso ha traído discordia a sus parientes: “Mi abuela se creía que la falta de calefacción era culpa de mi madre que no quería encenderla por ahorrar dinero”.
En su opinión, las autoridades locales han mostrado una falta de planificación que retrotrae a los tiempos del “Gran Salto Adelante”, en el que líderes de toda China, por cumplir a toda prisa las cuotas de fabricación de acero, dejaron los campos sin labrar, lo que acabó contribuyendo a una hambruna con millones de muertos.
De los 5,5 millones de familias que cambiaron sus sistemas de calefacción, 4 lo han hecho este invierno, lo que muestra las prisas por aplicar el programa nacional.
La política de gasificación no sólo ha tenido efectos entre los habitantes del norte de China sino también en el mercado mundial del gas natural, donde hubo un inesperado aumento de la demanda del 40 % en las importaciones por parte del gigante asiático este año.
Los precios del gas exportado, según los analistas, casi se han doblado este año, hasta superar el umbral de los 10 dólares por BTU, precisamente cuando se preveía una reducción de la demanda global y un descenso de precios.
Según escribe el experto de la organización Greenpeace Lauri Myllyvirta, “una dependencia en las órdenes gubernamentales en lugar de en los incentivos económicos, y la elección del gas a expensas de otras opciones más limpias de calefacción, como la geotérmica (...), han contribuido al problema”.
Las autoridades chinas reconocieron que unas 426.000 familias de una treintena de localidades han sufrido problemas de suministro de gas este invierno, lo que ha obligado en algunos lugares a permitir momentáneamente el uso otra vez de carbón en las calefacciones.
Noticias de la prensa en la que se mencionan a los hidrocarburos y todo lo relacionado a ello.
domingo, 31 de diciembre de 2017
jueves, 28 de diciembre de 2017
Bolivia atrajo inversión de $us 4.500 MM por ley de incentivos en hidrocarburos en 2017
Gracias a la Ley 319 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, el Estado obtuvo $us 4.500 en la presente gestión, informó el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez.
“La Ley de Incentivos ha permitido, este año, la firma de siete contratos, una cesión y una adenda, logrando una inversión en contratos de aproximadamente $us 4.500 millones”, indicó la autoridad y agregó que 2017 se consolidó en una buena gestión por el logro de la inversión en la actividad de exploración y explotación, pese al escenario de precios adversos, según refiere un boletín de prensa.
En criterio de Sánchez, es destacable que luego de la caída del precio internacional del petróleo, Bolivia siga siendo objeto de significativas inversiones en el rubro de hidrocarburos. Según datos de proyección, los resultados de este año permitirán generar al menos $us 42.000 millones de renta petrolera.
“Existe interés de invertir en Bolivia de empresas como Hunt Oil, Pluspetrol, Shell, Sonatrach y otras de Guinea Ecuatorial, Omán, Egipto y Azerbayan”, complementó.
Uno de los principales escenarios donde se consolidaron acuerdos en materia fue la IV Cumbre de Jefes de Estado y Gobierno del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), realizada en noviembre pasado en Santa Cruz. En la oportunidad se promocionaron 80 áreas con un potencial de 60 TCF’s y se cerraron inversiones por más de $us 1.500 millones en el área Caipipendi.
En el evento internacional también se establecieron expresiones de interés con unas diez empresas para más de 20 áreas. “También se aseguró la inversión de más de $us 254 millones en exploración y desarrollo del Área Azero y los campos Río Seco, Aquío e Incahuasi, respectivamente. De igual modo se firmó acuerdos con Gazprom, para las áreas Vitacua y la Ceiba. Asimismo, se suscribieron expresiones de Interés en ocho nuevas áreas por parte de Pluspetrol y GTLI”, señala la nota de prensa.
“La Ley de Incentivos ha permitido, este año, la firma de siete contratos, una cesión y una adenda, logrando una inversión en contratos de aproximadamente $us 4.500 millones”, indicó la autoridad y agregó que 2017 se consolidó en una buena gestión por el logro de la inversión en la actividad de exploración y explotación, pese al escenario de precios adversos, según refiere un boletín de prensa.
En criterio de Sánchez, es destacable que luego de la caída del precio internacional del petróleo, Bolivia siga siendo objeto de significativas inversiones en el rubro de hidrocarburos. Según datos de proyección, los resultados de este año permitirán generar al menos $us 42.000 millones de renta petrolera.
“Existe interés de invertir en Bolivia de empresas como Hunt Oil, Pluspetrol, Shell, Sonatrach y otras de Guinea Ecuatorial, Omán, Egipto y Azerbayan”, complementó.
Uno de los principales escenarios donde se consolidaron acuerdos en materia fue la IV Cumbre de Jefes de Estado y Gobierno del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), realizada en noviembre pasado en Santa Cruz. En la oportunidad se promocionaron 80 áreas con un potencial de 60 TCF’s y se cerraron inversiones por más de $us 1.500 millones en el área Caipipendi.
En el evento internacional también se establecieron expresiones de interés con unas diez empresas para más de 20 áreas. “También se aseguró la inversión de más de $us 254 millones en exploración y desarrollo del Área Azero y los campos Río Seco, Aquío e Incahuasi, respectivamente. De igual modo se firmó acuerdos con Gazprom, para las áreas Vitacua y la Ceiba. Asimismo, se suscribieron expresiones de Interés en ocho nuevas áreas por parte de Pluspetrol y GTLI”, señala la nota de prensa.
Hidrocarburos captó $us 4.500 MM de inversión
La Ley 767 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación permitió este año la firma de siete contratos petroleros por una inversión de $us 4.500 millones, que generará en el largo plazo $us 42.000 millones de renta petrolera.
“Ha sido un muy buen año en sentido de atraer inversiones a Bolivia. Ése es un punto alto que resaltar, ya que conseguir tan grande inversión para la actividad de exploración y explotación en un escenario de precios adverso no es fácil”, destacó el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, en un comunicado de prensa de la cartera estatal.
Agregó que se proyecta que los $us 4.500 millones de nueva inversión generen una renta petrolera de más de $us 42.000 millones, que beneficiarán al Estado boliviano, pero fundamentalmente a las regiones (gobernaciones y municipios).
En criterio de Sánchez, en ningún país de Sudamérica, después de la caída del precio internacional del petróleo, se continúa invirtiendo tanto como en el Estado boliviano, principalmente en los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos.
En ese marco, destacó como un hito importante del presente año la IV Cumbre de Jefes de Estado y Gobierno del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), celebrada del 21 al 24 de noviembre en la ciudad de Santa Cruz, en la que se promocionaron 80 áreas para exploración y explotación con un potencial de 60 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) de gas natural. En este evento se lograron cerrar acuerdos por una inversión de más de $us 1.500 millones en el área Caipipendi (entre Tarija y Chuquisaca) y se rubricaron expresiones de interés con cerca de 10 empresas para más de 20 áreas.
Además se aseguró la inversión de más de $us 254 millones en exploración y desarrollo del área Azero (entre Santa Cruz y Chuquisaca) y los campos Río Seco (Santa Cruz), Aquío e Incahuasi (Santa Cruz y Chuquisaca, respectivamente), además de acuerdos con la rusa Gazprom para las zonas Vitacua y la Ceiba, que incluye a Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija.
Según Sánchez, pese al contexto internacional de caída de precios del petróleo, las empresas internacionales más importantes quieren invertir en el país porque, como ningún otro en la región, ofrece condiciones favorables para la atracción de capitales extranjeros y brinda seguridad jurídica, alta prospectividad y amplios mercados de exportación.
“Ha sido un muy buen año en sentido de atraer inversiones a Bolivia. Ése es un punto alto que resaltar, ya que conseguir tan grande inversión para la actividad de exploración y explotación en un escenario de precios adverso no es fácil”, destacó el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, en un comunicado de prensa de la cartera estatal.
Agregó que se proyecta que los $us 4.500 millones de nueva inversión generen una renta petrolera de más de $us 42.000 millones, que beneficiarán al Estado boliviano, pero fundamentalmente a las regiones (gobernaciones y municipios).
En criterio de Sánchez, en ningún país de Sudamérica, después de la caída del precio internacional del petróleo, se continúa invirtiendo tanto como en el Estado boliviano, principalmente en los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos.
En ese marco, destacó como un hito importante del presente año la IV Cumbre de Jefes de Estado y Gobierno del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), celebrada del 21 al 24 de noviembre en la ciudad de Santa Cruz, en la que se promocionaron 80 áreas para exploración y explotación con un potencial de 60 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) de gas natural. En este evento se lograron cerrar acuerdos por una inversión de más de $us 1.500 millones en el área Caipipendi (entre Tarija y Chuquisaca) y se rubricaron expresiones de interés con cerca de 10 empresas para más de 20 áreas.
Además se aseguró la inversión de más de $us 254 millones en exploración y desarrollo del área Azero (entre Santa Cruz y Chuquisaca) y los campos Río Seco (Santa Cruz), Aquío e Incahuasi (Santa Cruz y Chuquisaca, respectivamente), además de acuerdos con la rusa Gazprom para las zonas Vitacua y la Ceiba, que incluye a Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija.
Según Sánchez, pese al contexto internacional de caída de precios del petróleo, las empresas internacionales más importantes quieren invertir en el país porque, como ningún otro en la región, ofrece condiciones favorables para la atracción de capitales extranjeros y brinda seguridad jurídica, alta prospectividad y amplios mercados de exportación.
Hidrocarburos prevé que renta petrolera subirá a $us 2.000 MM
Este año que concluye, la renta petrolera alcanzará a $us 2.000 millones, es decir $us 245 millones más (alrededor del 12%) que el registrado en 2016 con $us 1.755 millones, proyectó ayer el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez.
La autoridad afirmó en entrevista con la red Patria Nueva que el presente año fue favorable para la industria petrolera porque comenzó a mostrar signos de reactivación luego de que el barril de petróleo descendió el pasado año a índices mínimos de $us 26 el barril.
De acuerdo con los datos brindados por Luis Sánchez, en 2016 la cotización internacional del barril de petróleo cerró con cerca de $us 43, mientras que para 2017 lo hará en $us 50,24.
Las proyecciones del Foro de Países Exportadores de Gas, realizado este año en Bolivia, del 21 al 24 de noviembre, señalan que el precio del petróleo oscilará entre $us 50 y $us 55 en 2018, lo que confirma, según el Gobierno, la tendencia al alza.
“Eso es una muy buena señal de que la actividad del gas y petróleo se está reactivando (...) En 2016 tuvimos una renta petrolera de $us 1.755 millones (...) Este año será aproximadamente $us 2.000 millones”, sostuvo el Ministro de Hidrocarburos.
La renta petrolera es el resultado de la comercialización del gas natural y es la sumatoria del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías y participación al Tesoro General del Estado (TGE), participación de YPFB, patentes hidrocarburíferas, impuestos upstream (exploración y explotación).
Estos recursos alcanzaron un total de $us 34.122 millones en el período 2006-junio de 2017, de esto $us 16.515 millones, que representan el 48,4%, fueron distribuidos entre los nueve departamentos.
Sánchez indicó que entre 1985 y 2005 (en 20 años) dicha renta sumó $us 4.500 millones, cerca de $us 220 millones por año.
La autoridad afirmó en entrevista con la red Patria Nueva que el presente año fue favorable para la industria petrolera porque comenzó a mostrar signos de reactivación luego de que el barril de petróleo descendió el pasado año a índices mínimos de $us 26 el barril.
De acuerdo con los datos brindados por Luis Sánchez, en 2016 la cotización internacional del barril de petróleo cerró con cerca de $us 43, mientras que para 2017 lo hará en $us 50,24.
Las proyecciones del Foro de Países Exportadores de Gas, realizado este año en Bolivia, del 21 al 24 de noviembre, señalan que el precio del petróleo oscilará entre $us 50 y $us 55 en 2018, lo que confirma, según el Gobierno, la tendencia al alza.
“Eso es una muy buena señal de que la actividad del gas y petróleo se está reactivando (...) En 2016 tuvimos una renta petrolera de $us 1.755 millones (...) Este año será aproximadamente $us 2.000 millones”, sostuvo el Ministro de Hidrocarburos.
La renta petrolera es el resultado de la comercialización del gas natural y es la sumatoria del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías y participación al Tesoro General del Estado (TGE), participación de YPFB, patentes hidrocarburíferas, impuestos upstream (exploración y explotación).
Estos recursos alcanzaron un total de $us 34.122 millones en el período 2006-junio de 2017, de esto $us 16.515 millones, que representan el 48,4%, fueron distribuidos entre los nueve departamentos.
Sánchez indicó que entre 1985 y 2005 (en 20 años) dicha renta sumó $us 4.500 millones, cerca de $us 220 millones por año.
Entidades certifican calidad de YPFB Transporte
La entidad argentina TÜV Rheinland SA certificó el sistema de medición de YPFB Transporte, mientras que la Asociación Francesa de Normalización (Afnor) y el Instituto Boliviano de Normalización de Calidad (Ibnorca) renovaron la norma ISO.
TÜV Rheinland SA certificó a la petrolera con la norma ISO-10012:2003, que asegura el cumplimiento de los procesos de medición y de contratos, en términos de la cantidad y calidad de los volúmenes de hidrocarburos que la transportadora recibe y entrega por su sistema de ductos de gas natural e hidrocarburos líquidos, señala un informe de YPFB.
“Esta certificación eleva los estándares de YPFB Transporte, y aumenta la confianza de nuestros clientes, socios e inversionistas”, señaló Wilson Zelaya, gerente general de la empresa.
Agregó que la norma permite a YPFB garantizar que las mediciones de los volúmenes de hidrocarburos sean precisas y con alto nivel de certidumbre para los usuarios del sistema de transporte del mercado interno y de exportación.
Por otra parte, Afnor e Ibnorca renovaron las certificaciones internacionales de calidad y medioambiente en la versión 2015, consideradas las más avanzadas en el sector.
“Las empresas tenemos hasta 2018 para adecuarnos a los requisitos de las normas ISO versión 2015. En nuestro caso, vimos que estábamos preparados este año. Pasamos con éxito la auditoría y nos certificamos en las normas de Calidad ISO 9001:2015 y en la de Medioambiente ISO 14001:2015”, destacó Zelaya.
Añadió que en cuanto a la norma de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:2007, también se renovó la certificación con Afnor e Ibnorca.
TÜV Rheinland SA certificó a la petrolera con la norma ISO-10012:2003, que asegura el cumplimiento de los procesos de medición y de contratos, en términos de la cantidad y calidad de los volúmenes de hidrocarburos que la transportadora recibe y entrega por su sistema de ductos de gas natural e hidrocarburos líquidos, señala un informe de YPFB.
“Esta certificación eleva los estándares de YPFB Transporte, y aumenta la confianza de nuestros clientes, socios e inversionistas”, señaló Wilson Zelaya, gerente general de la empresa.
Agregó que la norma permite a YPFB garantizar que las mediciones de los volúmenes de hidrocarburos sean precisas y con alto nivel de certidumbre para los usuarios del sistema de transporte del mercado interno y de exportación.
Por otra parte, Afnor e Ibnorca renovaron las certificaciones internacionales de calidad y medioambiente en la versión 2015, consideradas las más avanzadas en el sector.
“Las empresas tenemos hasta 2018 para adecuarnos a los requisitos de las normas ISO versión 2015. En nuestro caso, vimos que estábamos preparados este año. Pasamos con éxito la auditoría y nos certificamos en las normas de Calidad ISO 9001:2015 y en la de Medioambiente ISO 14001:2015”, destacó Zelaya.
Añadió que en cuanto a la norma de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:2007, también se renovó la certificación con Afnor e Ibnorca.
miércoles, 27 de diciembre de 2017
Renta petrolera llegó a $us 2.000 millones
El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó que la renta petrolera aumentó este año 12,5%, respecto a 2016, y llegó a 2.000 millones de dólares.
“La renta petrolera, este año, será aproximadamente de 2.000 millones de dólares. Hemos crecido casi 250 millones de dólares respecto a la gestión pasada y esperemos que la renta petrolera del próximo año supere a la de la presente gestión por la mejora de precios del gas, la exportación del GLP y la urea”, precisó, citado en un boletín institucional.
El Ministro de Hidrocarburos calificó de “muy buena” esta gestión y dijo que quedaron atrás los años difíciles, como 2016, cuando cayeron los precios del petróleo y afectaron los ingresos por la venta externa de gas natural.
PRODUCCIÓN
Sánchez explicó que Bolivia duplicó su capacidad de producción de gas y superó los 60 MMmcd y dijo que la capacidad de procesamiento llegó a 100 MMmcd, lo que abre paso a buscar nuevos mercados para el carburante boliviano.
“El próximo año empezamos la negociación del contrato de Brasil y estamos abriendo nuevos mercados para nuestro gas, tenemos ya avances importantes con Mato Grosso y Mato Grosso do Sul para suscribir contratos de exportación, tanto en firme como spot a mejores precios de los que actualmente tenemos”, precisó.
“La renta petrolera, este año, será aproximadamente de 2.000 millones de dólares. Hemos crecido casi 250 millones de dólares respecto a la gestión pasada y esperemos que la renta petrolera del próximo año supere a la de la presente gestión por la mejora de precios del gas, la exportación del GLP y la urea”, precisó, citado en un boletín institucional.
El Ministro de Hidrocarburos calificó de “muy buena” esta gestión y dijo que quedaron atrás los años difíciles, como 2016, cuando cayeron los precios del petróleo y afectaron los ingresos por la venta externa de gas natural.
PRODUCCIÓN
Sánchez explicó que Bolivia duplicó su capacidad de producción de gas y superó los 60 MMmcd y dijo que la capacidad de procesamiento llegó a 100 MMmcd, lo que abre paso a buscar nuevos mercados para el carburante boliviano.
“El próximo año empezamos la negociación del contrato de Brasil y estamos abriendo nuevos mercados para nuestro gas, tenemos ya avances importantes con Mato Grosso y Mato Grosso do Sul para suscribir contratos de exportación, tanto en firme como spot a mejores precios de los que actualmente tenemos”, precisó.
Luz verde para contratos en tres áreas petroleras
Tarija.- La Asamblea Legislativa Plurinacional autorizó la firma de contratos para la exploración en las áreas petroleras San Telmo Norte y Astillero en Tarija y Abapó en Santa Cruz tras su aprobación en el Senado el pasado jueves.
El diputado por el Movimiento al Socialismo (MAS) y presidente de la Comisión de Economía Plural, Ignacio Soruco, confirmó a la revista “Tarija Economía” que por unanimidad en ambas instancias legislativas se aprobaron las autorizaciones para los tres bloques y ahora se aguarda la promulgación por el presidente Evo Morales en el transcurso de esta semana.
Soruco dijo que YPFB debe suscribir contrato con Petrobras e YPFB Chaco para que inicien las exploraciones en San Telmo Norte y Astillero, respectivamente, con un potencial de 2 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 10,5 millones de barriles de líquidos (MMBbl), localizado entre las provincias Arce y O´Connor del departamento de Tarija.
Según datos técnicos al que se accedieron, San Telmo Norte tiene una superficie de 95. 250 hectáreas donde la operadora de servicios prevé invertir $us 193,4 millones, tanto en exploración como explotación.
Astillero tiene una superficie total de 21.093 hectáreas y allí se estima una inversión de $us 489,9 millones.
El senador por UD, Fernando Campero Paz, admitió que durante el tratamiento de los contratos en las áreas San Telmo y Astillero se opuso a su aprobación debido a que no hubo la consulta previa.
A su criterio, la aprobación se da al final de la gestión legislativa, sin considerar también el reclamo cívico en Tarija de que la intervención petrolera tendrá su impacto ambiental en la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía (Rnfft).
En el caso de Abapó, Soruco indicó que el contrato de exploración y explotación debe suscribirse entre YPFB e YPF de Argentina que invertirá $us 679 millones en una zona tradicional con un potencial de 1.18 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 3,8 millones de barriles (MMBbl) de líquidos.
El área petrolera está ubicada en la provincia Cordillera (Santa Cruz) con una superficie total de 63.750 hectáreas. (Tarija Economía)
El diputado por el Movimiento al Socialismo (MAS) y presidente de la Comisión de Economía Plural, Ignacio Soruco, confirmó a la revista “Tarija Economía” que por unanimidad en ambas instancias legislativas se aprobaron las autorizaciones para los tres bloques y ahora se aguarda la promulgación por el presidente Evo Morales en el transcurso de esta semana.
Soruco dijo que YPFB debe suscribir contrato con Petrobras e YPFB Chaco para que inicien las exploraciones en San Telmo Norte y Astillero, respectivamente, con un potencial de 2 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 10,5 millones de barriles de líquidos (MMBbl), localizado entre las provincias Arce y O´Connor del departamento de Tarija.
Según datos técnicos al que se accedieron, San Telmo Norte tiene una superficie de 95. 250 hectáreas donde la operadora de servicios prevé invertir $us 193,4 millones, tanto en exploración como explotación.
Astillero tiene una superficie total de 21.093 hectáreas y allí se estima una inversión de $us 489,9 millones.
El senador por UD, Fernando Campero Paz, admitió que durante el tratamiento de los contratos en las áreas San Telmo y Astillero se opuso a su aprobación debido a que no hubo la consulta previa.
A su criterio, la aprobación se da al final de la gestión legislativa, sin considerar también el reclamo cívico en Tarija de que la intervención petrolera tendrá su impacto ambiental en la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía (Rnfft).
En el caso de Abapó, Soruco indicó que el contrato de exploración y explotación debe suscribirse entre YPFB e YPF de Argentina que invertirá $us 679 millones en una zona tradicional con un potencial de 1.18 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 3,8 millones de barriles (MMBbl) de líquidos.
El área petrolera está ubicada en la provincia Cordillera (Santa Cruz) con una superficie total de 63.750 hectáreas. (Tarija Economía)
martes, 26 de diciembre de 2017
Bolivia recupera sus ingresos por hidrocarburos tras años de caídas
La renta petrolera, lo que ingresa el Estado boliviano por la venta de hidrocarburos, alcanzará este año cerca de $us 2.000 millones, al experimentar un aumento tras varios ejercicios en caída, informó hoy una fuente oficial.
"Hemos crecido casi 250 millones (de dólares) respecto a la gestión pasada y esperemos que la renta petrolera del próximo año supere a la de la presente gestión", afirmó el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.
El ministro, en un comunicado, calificó de "muy buena esta gestión" de 2017, al haber salido "de esos años difíciles como 2016".
La renta petrolera bajó a cerca de 1.755 millones en 2016, según datos del Ministerio, frente a los alrededor de 3.500 millones de 2015, que a su vez fueron un 35 % menos que en 2014.
El incremento en 2017 se debió en buena medida al incremento del precio del petróleo, que sirve de referencia para el gas, principal recurso energético en las exportaciones de Bolivia.
El precio WTI, el que toma como referencia el ministerio, estuvo en 2017 sobre los $us 50 por barril frente a los 43 de 2016, destacó el ministro.
Este mejor precio explicaría el aumento de renta, ya que el volumen de exportación de gas boliviano fue similar de un año a otro, con 28,2 millones de pies cúbicos por día o MMmcd a Brasil y 15,3 a Argentina en 2016 por 24,2 y 17,7 en 2017, respectivamente, de acuerdo con datos aportados por Sánchez.
Bolivia duplicó su capacidad de producción hasta superar los 60 MMmcd, con un potencial de procesamiento de más de 100 MMmcd, por lo busca nuevos mercados.
"El próximo año empezamos la negociación del contrato de Brasil -que vence en 2019- y estamos abriendo nuevos mercados para nuestro gas", subrayó.
La ampliación de mercados y un mejor precio aún del petróleo, que se espera cercano a los $us 60 por barril en 2018, "permitirá generar nuevos ingresos para el país", auguró el ministro.
A estos factores se suman las expectativas en exportación de derivados del gas como el fertilizante urea.
"Ya estamos comercializando al Brasil más de 300.000 toneladas métricas de urea -al año-, para la próxima gestión estaremos comercializando un volumen parecido con las empresas de Mato Grosso y Mato Grosso del Sur, ya tenemos avances importantes", manifestó Sánchez.
"El próximo año tendremos una mejor renta petrolera debido a todas estas variables, la exportación de gas a Brasil a mejores precios, la venta de GLP a nuevos mercados, la exportación de urea y a la subida del precio del WTI", concluyó.
Aprueban dos contratos que traerán $us 1.362 millones para buscar 3,18 TCF de gas
El Legislativo aprobó los proyectos San Telmo Norte y Astillero en Tarija, además de Abapó en Santa Cruz. Expertos del área y gobernaciones de ambos departamentos critican que las inversiones llegan tarde, pero esperan que los acuerdos tengan éxito
La Asamblea Legislativa Plurinacional autorizó la firma de contratos para la exploración en las áreas petroleras San Telmo Norte y Astillero en Tarija, y Abapó en Santa Cruz, tras su aprobación en el Senado el pasado jueves. Los contratos significarán una inversión de $us 1.362 millones y se estima hallar 3,18 Trillones de Pies Cúbicos de Gas (TCF).
El presidente de la Comisión de Economía Plural, Ignacio Soruco, confirmó a EL DEBER que las autorizaciones se dieron para los tres bloques por unanimidad y solo falta la promulgación del presidente Juan Evo Morales la próxima semana.
El legislador informó que YPFB Corporación debe suscribir contrato con Petrobras y YPFB Chaco para que inicien las exploraciones en San Telmo Norte y Astillero, con un potencial de 2 TCF de gas natural y 10,5 millones de barriles (Mmbbl) de líquidos, localizado entre las provincias Arce y O´Connor en Tarija.
Según datos técnicos, San Telmo Norte tiene 95. 250 hectáreas y la operadora invertirá $us 193,4 millones en exploración y explotación. Astillero tiene una superficie de 21.093 hectáreas y allí se invertirán $us 489,9 millones.
El senador Fernando Campero, de UD, dijo que se opuso a la autorización de los contratos, debido a que no hubo consulta previa.
En su criterio, la aprobación se hace al final de la gestión legislativa, sin considerar el reclamo cívico en Tarija porque la intervención tendrá su impacto ambiental en la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía (Rnnft).
En el caso de Abapó, Soruco indicó que el contrato debe suscribirse entre YPFB y YPF de Argentina, que invertirá $us 679 millones en una zona tradicional con un potencial de 1,18 TCF de gas y 3,8 millones de barriles de líquidos.
Repercusiones
El exministro de Hidrocarburos Alvaro Ríos señaló que el país necesita reponer las reservas de gas usadas en el mercado interno y para exportar, por eso afirmó que estos contratos son parte fundamental para el sector.
“Estas empresas (YPF y Petrobras) ven el gas de Bolivia como un energético competitivo”, dijo y aseguró que los resultados se verán en Tarija en 2019. “Y en el caso de Abapó para 2020 o 2021, porque esa área requiere de sísmica”, explicó.
José Luis Parada, asesor general de la Gobernación de Santa Cruz, afirmó que la exploración ha sido el talón de Aquiles del Gobierno y “que no se aprovecharon los mejores 10 años de precios altos de petróleo y exportación de gas a Brasil y Argentina”.
“Estos anuncios tienen retraso de 10 años, su maduración y producción final tardará entre 4 y 5 años, dependiendo del resultado de los campos trabajados”, detalló.
Freddy Castrillo, secretario de Energía de la Gobernación de Tarija, manifestó que cualquier entendimiento en tema de hidrocarburos es positivo para su departamento y para el país, siempre y cuando ocurra en aspectos reales y sobre todo efectivos.
“Tarija vive de los hidrocarburos y preocupaba que desde hace 10 años no se explore”, afirmó.
El exsuperintendente de hidrocarburos Hugo de la Fuente, dijo que la firma de contratos es esperanzadora, pero no hay seguridad de que se va a encontrar gas. En Bolivia de ocho campos que se perforan solo dos tienen éxito.
La Asamblea Legislativa Plurinacional autorizó la firma de contratos para la exploración en las áreas petroleras San Telmo Norte y Astillero en Tarija, y Abapó en Santa Cruz, tras su aprobación en el Senado el pasado jueves. Los contratos significarán una inversión de $us 1.362 millones y se estima hallar 3,18 Trillones de Pies Cúbicos de Gas (TCF).
El presidente de la Comisión de Economía Plural, Ignacio Soruco, confirmó a EL DEBER que las autorizaciones se dieron para los tres bloques por unanimidad y solo falta la promulgación del presidente Juan Evo Morales la próxima semana.
El legislador informó que YPFB Corporación debe suscribir contrato con Petrobras y YPFB Chaco para que inicien las exploraciones en San Telmo Norte y Astillero, con un potencial de 2 TCF de gas natural y 10,5 millones de barriles (Mmbbl) de líquidos, localizado entre las provincias Arce y O´Connor en Tarija.
Según datos técnicos, San Telmo Norte tiene 95. 250 hectáreas y la operadora invertirá $us 193,4 millones en exploración y explotación. Astillero tiene una superficie de 21.093 hectáreas y allí se invertirán $us 489,9 millones.
El senador Fernando Campero, de UD, dijo que se opuso a la autorización de los contratos, debido a que no hubo consulta previa.
En su criterio, la aprobación se hace al final de la gestión legislativa, sin considerar el reclamo cívico en Tarija porque la intervención tendrá su impacto ambiental en la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía (Rnnft).
En el caso de Abapó, Soruco indicó que el contrato debe suscribirse entre YPFB y YPF de Argentina, que invertirá $us 679 millones en una zona tradicional con un potencial de 1,18 TCF de gas y 3,8 millones de barriles de líquidos.
Repercusiones
El exministro de Hidrocarburos Alvaro Ríos señaló que el país necesita reponer las reservas de gas usadas en el mercado interno y para exportar, por eso afirmó que estos contratos son parte fundamental para el sector.
“Estas empresas (YPF y Petrobras) ven el gas de Bolivia como un energético competitivo”, dijo y aseguró que los resultados se verán en Tarija en 2019. “Y en el caso de Abapó para 2020 o 2021, porque esa área requiere de sísmica”, explicó.
José Luis Parada, asesor general de la Gobernación de Santa Cruz, afirmó que la exploración ha sido el talón de Aquiles del Gobierno y “que no se aprovecharon los mejores 10 años de precios altos de petróleo y exportación de gas a Brasil y Argentina”.
“Estos anuncios tienen retraso de 10 años, su maduración y producción final tardará entre 4 y 5 años, dependiendo del resultado de los campos trabajados”, detalló.
Freddy Castrillo, secretario de Energía de la Gobernación de Tarija, manifestó que cualquier entendimiento en tema de hidrocarburos es positivo para su departamento y para el país, siempre y cuando ocurra en aspectos reales y sobre todo efectivos.
“Tarija vive de los hidrocarburos y preocupaba que desde hace 10 años no se explore”, afirmó.
El exsuperintendente de hidrocarburos Hugo de la Fuente, dijo que la firma de contratos es esperanzadora, pero no hay seguridad de que se va a encontrar gas. En Bolivia de ocho campos que se perforan solo dos tienen éxito.
Acuerdo petrolero mejoró precio en 28%
Un acuerdo de países productores de Petróleo logró mejorar el precio en 28% en los últimos meses y los recortes programados se mantendrán tal como se acordó en la última reunión del grupo hace un par de meses.
Desde finales de 2016 y el transcurso de 2017, las principales cestas petroleras se han recuperado más de 28 %, luego de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y 11 productores externos acordaran reducir su producción en casi 1,8 millones de barriles diarios (MBD).
Ese convenio ha contribuido a combatir la sobreproducción de crudo e impulsar el precio del petróleo por el orden de los 60 dólares, una cotización superior a los 30 dólares por tonel que marcaron los indicadores petroleros en el primer trimestre del año pasado, el precio más bajo en los últimos 14 años.
El acuerdo global que se extenderá por todo 2018, ha mantenido la cesta Opep por encima de los 51,99 dólares que mantiene como media en 2017 ; lo que supone un incremento de 11,40 dólares (28 %) en comparación con los 40,59 dólares que promedió en 2016.
Para diciembre del año pasado la Cesta Opep se cotizaba en 50 dólares por barril y en la actualidad promedia 61,45 dólares por barril, un 23% más.
En el caso del crudo Brent, de referencia en Europa, también se ha observado un alza de 10 dólares, tras pasar de 44,98 en 2016 a 54,32 este año.
Lo mismo ocurrió con el West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos, cuyo promedio de 43,32 dólares en 2016 escaló a 50,58 dólares este año.
El acuerdo de recorte ha sido una de las herramientas utilizadas por los principales productores de crudo para frenar el alza de los inventarios, que se han visto saturados en los últimos tres años por la sobreproducción de lutitas por parte de Estados Unidos.
La Opep prevé que durante 2018 la demanda mundial de crudo se incremente en 1,51 millones de barriles diarios (MBD) (1,56%) con respecto a 2017, para situarse en un cifra total de 98,45 MBD.
En su más reciente informe pronostica que la demanda del crudo que producen sus 14 miembros aumente en 2018 subirá a 33,2 MBD, alrededor de 0,3 MBD más que en 2017.
Desde finales de 2016 y el transcurso de 2017, las principales cestas petroleras se han recuperado más de 28 %, luego de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y 11 productores externos acordaran reducir su producción en casi 1,8 millones de barriles diarios (MBD).
Ese convenio ha contribuido a combatir la sobreproducción de crudo e impulsar el precio del petróleo por el orden de los 60 dólares, una cotización superior a los 30 dólares por tonel que marcaron los indicadores petroleros en el primer trimestre del año pasado, el precio más bajo en los últimos 14 años.
El acuerdo global que se extenderá por todo 2018, ha mantenido la cesta Opep por encima de los 51,99 dólares que mantiene como media en 2017 ; lo que supone un incremento de 11,40 dólares (28 %) en comparación con los 40,59 dólares que promedió en 2016.
Para diciembre del año pasado la Cesta Opep se cotizaba en 50 dólares por barril y en la actualidad promedia 61,45 dólares por barril, un 23% más.
En el caso del crudo Brent, de referencia en Europa, también se ha observado un alza de 10 dólares, tras pasar de 44,98 en 2016 a 54,32 este año.
Lo mismo ocurrió con el West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos, cuyo promedio de 43,32 dólares en 2016 escaló a 50,58 dólares este año.
El acuerdo de recorte ha sido una de las herramientas utilizadas por los principales productores de crudo para frenar el alza de los inventarios, que se han visto saturados en los últimos tres años por la sobreproducción de lutitas por parte de Estados Unidos.
La Opep prevé que durante 2018 la demanda mundial de crudo se incremente en 1,51 millones de barriles diarios (MBD) (1,56%) con respecto a 2017, para situarse en un cifra total de 98,45 MBD.
En su más reciente informe pronostica que la demanda del crudo que producen sus 14 miembros aumente en 2018 subirá a 33,2 MBD, alrededor de 0,3 MBD más que en 2017.
sábado, 23 de diciembre de 2017
Identifican 13 irregularidades en compra de equipo de YPFB
El Contralor General del Estado, Henry Ara, se presentó esta semana en la Cámara de Senadores para brindar un informe oral sobre el caso taladros e identificó 13 irregularidades en ese tema que aún está en investigación en el Ministerio Público.
Entre las irregularidades identificadas se confirmó que están las acciones que habría asumido el expresidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, pese a que no estaban definidas en disposiciones legales.
INVOLUCRADOS
Tras brindar su informe oral, Ara ratificó ante los medios de comunicación que Achá está involucrado en el caso, pero por “algún tema de desconocimiento de la normativa interna, pues él habría autorizado un incremento al precio de referencia, (…) cuando esa competencia era del Directorio”.
En este caso se investiga los presuntos hechos irregulares cometidos en el proceso de contratación de la empresa italiana Drillmec para la adquisición de tres taladros para Yacimientos por $us 148 millones.
Además, el Contralor dio a conocer en su informe un detalle de los 20 acusados ante el Ministerio Público, entre ellos, 19 funcionarios de la estatal petrolera y uno de Drillmec.
Entre las irregularidades identificadas se confirmó que están las acciones que habría asumido el expresidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, pese a que no estaban definidas en disposiciones legales.
INVOLUCRADOS
Tras brindar su informe oral, Ara ratificó ante los medios de comunicación que Achá está involucrado en el caso, pero por “algún tema de desconocimiento de la normativa interna, pues él habría autorizado un incremento al precio de referencia, (…) cuando esa competencia era del Directorio”.
En este caso se investiga los presuntos hechos irregulares cometidos en el proceso de contratación de la empresa italiana Drillmec para la adquisición de tres taladros para Yacimientos por $us 148 millones.
Además, el Contralor dio a conocer en su informe un detalle de los 20 acusados ante el Ministerio Público, entre ellos, 19 funcionarios de la estatal petrolera y uno de Drillmec.
jueves, 21 de diciembre de 2017
Se consolida venta de gas a dos estados brasileños
El ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez, y el presidente de YPFB, Óscar Barriga, sostuvieron ayer una reunión de negociación con los ejecutivos de la empresas de gas de Mato Grosso, MT Gas, y Mato Grosso do Sul, MS Gas, en la cual consolidaron la formación de una sociedad entre las citadas empresas y YPFB para la comercialización y distribución de gas natural boliviano en los dos Estados brasileños.
“Estamos trabajando en equipos técnicos. Hasta el 15 de enero vamos a conocer la demanda actual y proyección de gas natural de ambos Estados, tanto domiciliario, comercial, industrial y para el uso en termoeléctricas; de esta forma, se tendrá la propuesta relacionada al volumen de gas que podríamos abastecer”, manifestó Sánchez.
La reunión es la continuación del encuentro bilateral, iniciado semanas atrás. Los equipos tanto de Bolivia como de Brasil conversaron también sobre la comercialización a corto plazo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) boliviano a este Estado, además sobre la venta de urea producida en la planta de Bulo Bulo en Cochabamba.
Asimismo, durante la reunión se avanzó en la integración caminera binacional mediante la carretera San Ignacio - San Matías. /UCOM-MH
YPFB anuncia Corte de gas en 8 zonas de La Paz
La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, anunció ayer el corte momentáneo del suministro de gas natural durante este jueves y viernes debido a la realización de trabajos de interconexión en la red primaria emplazada en la autopista La Paz – El Alto.
De acuerdo a un informe de redes de gas, la interrupción temporal de suministro de gas natural del sector industrial, comercial y doméstico, se efectuará desde horas 22:00 de este jueves hasta horas 8:00 del viernes 22 de diciembre del año en curso.
El corte momentáneo abarca las zonas Achachicala, Bajo Vino Tinto, Alto Vino tinto, Urbanización Ferroviaria, Challapampa, San Sebastián, Caja de Agua y Casco Urbano Central de la Ciudad de La Paz.
“Agradecemos su colaboración y comprensión por las molestias ocasionadas y recomendamos tomar las previsiones del caso”, se lee en el comunicado de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB publicado en medios escritos de circulación local.
De acuerdo a un informe de redes de gas, la interrupción temporal de suministro de gas natural del sector industrial, comercial y doméstico, se efectuará desde horas 22:00 de este jueves hasta horas 8:00 del viernes 22 de diciembre del año en curso.
El corte momentáneo abarca las zonas Achachicala, Bajo Vino Tinto, Alto Vino tinto, Urbanización Ferroviaria, Challapampa, San Sebastián, Caja de Agua y Casco Urbano Central de la Ciudad de La Paz.
“Agradecemos su colaboración y comprensión por las molestias ocasionadas y recomendamos tomar las previsiones del caso”, se lee en el comunicado de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB publicado en medios escritos de circulación local.
miércoles, 20 de diciembre de 2017
“Menguadas” reservas petroleras Expertos creen que Gobierno espera un “pinchazo exitoso”
De 2006 a la fecha la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y las empresas operadoras no lograron descubrir un nuevo megacampo para acrecentar las reservas probadas de gas natural del país, que según la última certificación llegan a 10,45 TCF (Trillones de Pies Cúbicos).
Los aumentos de reserva se debieron a perforaciones en campos en explotación actual, muchos ya viejos y en declinación, refiere el especialista Hugo del Granado. En 2009 la certificación de reservas registró 9,94 TCF, pero en 2004 fue de 26,7 TCF.
La ministra de Planificación del Desarrollo, Mariana Prado, atribuyó la baja ejecución de inversiones públicas (63% al presente) a varios proyectos hidrocarburíferos que no fueron ejecutados en la presente gestión, aunque no precisó detalles en su declaración.
COSECHA
Las primeras gestiones del presente Gobierno sólo utilizaron al sector de hidrocarburos como fuente de cosecha y generadora de impuestos y “no hubo preocupación por sembrar” con políticas de exploración, señaló, Mauricio Medinaceli, exministro del sector.
Muestra de estas aseveraciones es que, en los últimos 10 años, entre 2006 y octubre de 2016, YPFB Corporación, sus subsidiarias y operadoras privadas concluyeron la perforación de 45 pozos exploratorios, a razón de 4,5 pozos por año, muy por debajo del rango conseguido por los países vecinos, según datos de la propia Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
En Brasil o Argentina se perforaron en el mismo periodo 1.581 y 881 pozos, respectivamente, lo que significa un promedio de 100 por año.
“Somos un país exportador de gas con reservas menguantes, entonces cómo revertimos la situación, la única manera es extremar los recursos y esfuerzos para perforar la mayor cantidad posible de pozos”, señaló Del Granado.
Para el especialista, se debería estar hablando de por lo menos 30 pozos exploratorios como mínimo al año.
Remarcó que los planes exploratorios a largo plazo de un gobierno “no podemos dejarlo librado a la suerte del pinchazo exitoso, se tiene que diseñar una política que prometa éxitos, y eso es lo que no saben hacer”.
COMPROMISOS
Bolivia tiene compromisos de exportación de gas con Argentina, hasta el 2027, y Brasil, hasta el 2019, pero los envíos ya sufrieron reducción por la falta cantidad disponible del carburante. En julio de 2016 el envío a Argentina registró su nivel más bajo desde mayo y alcanzó 9 millones de metros cúbicos día (MMmcd), cuando el contrato entre YPFB y Enarsa establece un mínimo de 19,9 MMmcd. Para el caso de Brasil también fue variable porque durante algunos días estuvo en 24,1 MMmcd y en otros 31,6 MMmcd. El contrato establece un máximo de 30,8 MMmcd.
En agosto de este año, mientras repuntó el envío de gas a Brasil, el promedio del envío de gas a Argentina, entre el 1 y el 27 de junio, fue de 19,19 MMmcd cuando el mínimo establecido es de 20,3 MMmcd.
Los aumentos de reserva se debieron a perforaciones en campos en explotación actual, muchos ya viejos y en declinación, refiere el especialista Hugo del Granado. En 2009 la certificación de reservas registró 9,94 TCF, pero en 2004 fue de 26,7 TCF.
La ministra de Planificación del Desarrollo, Mariana Prado, atribuyó la baja ejecución de inversiones públicas (63% al presente) a varios proyectos hidrocarburíferos que no fueron ejecutados en la presente gestión, aunque no precisó detalles en su declaración.
COSECHA
Las primeras gestiones del presente Gobierno sólo utilizaron al sector de hidrocarburos como fuente de cosecha y generadora de impuestos y “no hubo preocupación por sembrar” con políticas de exploración, señaló, Mauricio Medinaceli, exministro del sector.
Muestra de estas aseveraciones es que, en los últimos 10 años, entre 2006 y octubre de 2016, YPFB Corporación, sus subsidiarias y operadoras privadas concluyeron la perforación de 45 pozos exploratorios, a razón de 4,5 pozos por año, muy por debajo del rango conseguido por los países vecinos, según datos de la propia Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
En Brasil o Argentina se perforaron en el mismo periodo 1.581 y 881 pozos, respectivamente, lo que significa un promedio de 100 por año.
“Somos un país exportador de gas con reservas menguantes, entonces cómo revertimos la situación, la única manera es extremar los recursos y esfuerzos para perforar la mayor cantidad posible de pozos”, señaló Del Granado.
Para el especialista, se debería estar hablando de por lo menos 30 pozos exploratorios como mínimo al año.
Remarcó que los planes exploratorios a largo plazo de un gobierno “no podemos dejarlo librado a la suerte del pinchazo exitoso, se tiene que diseñar una política que prometa éxitos, y eso es lo que no saben hacer”.
COMPROMISOS
Bolivia tiene compromisos de exportación de gas con Argentina, hasta el 2027, y Brasil, hasta el 2019, pero los envíos ya sufrieron reducción por la falta cantidad disponible del carburante. En julio de 2016 el envío a Argentina registró su nivel más bajo desde mayo y alcanzó 9 millones de metros cúbicos día (MMmcd), cuando el contrato entre YPFB y Enarsa establece un mínimo de 19,9 MMmcd. Para el caso de Brasil también fue variable porque durante algunos días estuvo en 24,1 MMmcd y en otros 31,6 MMmcd. El contrato establece un máximo de 30,8 MMmcd.
En agosto de este año, mientras repuntó el envío de gas a Brasil, el promedio del envío de gas a Argentina, entre el 1 y el 27 de junio, fue de 19,19 MMmcd cuando el mínimo establecido es de 20,3 MMmcd.
jueves, 14 de diciembre de 2017
YPFB declara desierta licitación de certificación de reservas
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) declaró desierta la segunda licitación para certificar las reservas hidrocarburíferas del país. El representante de Tarija ante el directorio de la estatal petrolera, Héctor Quiroga, solicitó un informe sobre el tema.
“Estamos solicitando información al presidente de YPFB (Óscar Barriga) sobre por qué nuevamente se declaró desierta la segunda licitación. Esperemos que tenga respuesta esta semana para informar a la población”, precisó.
Quiroga explicó que la certificación de reservas es importante, no sólo para Tarija sino para todo el país, porque en base a los datos se podrá planificar el abastecimiento al mercado interno y cumplir con los contratos que tiene Bolivia con Brasil y Argentina.
“Nos permitirá planificar el cumplimento de los compromisos que tenemos con los mercados de Brasil y Argentina, nos permitirá planificar el abastecimiento de los proyectos de industrialización del gas comprometidos por el Estado boliviano, como la planta de úrea, agregó.
A su juicio, sin una certificación de reservas de hidrocarburos actualizada, Bolivia irá en desventaja a negociar un nuevo contrato con Brasil.
Las instituciones y autoridades departamentales de Tarija, tras conocer la determinación de YPFB, de declarar incierta por segunda vez la licitación, mostraron su preocupación y advirtieron que el Gobierno Central quiere contratar una consultora de manera directa, según publicó el periódico El País.
El proceso
A fines de septiembre pasado, el directorio de YPFB aprobó el inicio del proceso de contratación de la empresa internacional que realizará esa cuantificación.
Con la información se conocerá la certificación de reservas de hidrocarburos, gas natural y petróleo condensado, disponibles al 31 de diciembre de 2017. El informe está previsto que se conozca hasta mayo de 2018, anunció en ese entonces el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez .
La Ley 3740 de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos manda que hasta el 31 de marzo de cada año se debe publicar el volumen de la riqueza hidrocarburífera en el país, sin embargo, la última vez que se hizo una cuantificación fue en 2013.
Según el Ministerio, se dejó de efectuar este estudio cada año porque se optó por hacerlo en función de los ciclos exploratorios, es decir cada tres años, 2009, 2013 y 2017.
En la última certificación, al 31 de diciembre de 2013 las reservas de gas natural probadas fueron certificadas en 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés); las probables en 3,50 TCF, y las posibles en 4,15 TCF.
Mientras que las reservas probadas de petróleo-condensado de 211,45 millones de barriles.
“Estamos solicitando información al presidente de YPFB (Óscar Barriga) sobre por qué nuevamente se declaró desierta la segunda licitación. Esperemos que tenga respuesta esta semana para informar a la población”, precisó.
Quiroga explicó que la certificación de reservas es importante, no sólo para Tarija sino para todo el país, porque en base a los datos se podrá planificar el abastecimiento al mercado interno y cumplir con los contratos que tiene Bolivia con Brasil y Argentina.
“Nos permitirá planificar el cumplimento de los compromisos que tenemos con los mercados de Brasil y Argentina, nos permitirá planificar el abastecimiento de los proyectos de industrialización del gas comprometidos por el Estado boliviano, como la planta de úrea, agregó.
A su juicio, sin una certificación de reservas de hidrocarburos actualizada, Bolivia irá en desventaja a negociar un nuevo contrato con Brasil.
Las instituciones y autoridades departamentales de Tarija, tras conocer la determinación de YPFB, de declarar incierta por segunda vez la licitación, mostraron su preocupación y advirtieron que el Gobierno Central quiere contratar una consultora de manera directa, según publicó el periódico El País.
El proceso
A fines de septiembre pasado, el directorio de YPFB aprobó el inicio del proceso de contratación de la empresa internacional que realizará esa cuantificación.
Con la información se conocerá la certificación de reservas de hidrocarburos, gas natural y petróleo condensado, disponibles al 31 de diciembre de 2017. El informe está previsto que se conozca hasta mayo de 2018, anunció en ese entonces el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez .
La Ley 3740 de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos manda que hasta el 31 de marzo de cada año se debe publicar el volumen de la riqueza hidrocarburífera en el país, sin embargo, la última vez que se hizo una cuantificación fue en 2013.
Según el Ministerio, se dejó de efectuar este estudio cada año porque se optó por hacerlo en función de los ciclos exploratorios, es decir cada tres años, 2009, 2013 y 2017.
En la última certificación, al 31 de diciembre de 2013 las reservas de gas natural probadas fueron certificadas en 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés); las probables en 3,50 TCF, y las posibles en 4,15 TCF.
Mientras que las reservas probadas de petróleo-condensado de 211,45 millones de barriles.
YPFB comercializará en Paraguay 66.000 TM de GLP en 2018
Durante la gestión 2018, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) comercializará en Paraguay un volumen de 66.000 toneladas métricas (TM) por año de Gas Licuado de Petróleo (GLP), generando de esta manera nuevos ingresos para el país, anunció hoy el presidente de la estatal petrolera, Óscar Barriga.
En promedio por mes se tiene la meta de enviar 5.500 toneladas métricas (TM) del producto en invierno y 4.800 TM en verano al país vecino, mercado que está abastecido en un 90% por el combustible boliviano.
“En Asunción hemos cerrado los volúmenes comprometidos para el año 2018 con representantes de Capagas, que es la institución que aglomera a todas las empresas que son nuestros clientes de GLP en Paraguay”, indicó Barriga.
El precio y el volumen fueron acordados por la estatal petrolera boliviana con las empresas Gas Total, Copesa, Copetrol, Petrobras, Puma y Gas Corona que están asociadas a la Cámara Paraguaya del Gas (Capagas).
El precio a facturarse resultará de una fórmula en base a la cotización semanal de Mont Belvieu.
El objetivo es tener los mejores precios tomando como base el indicador Mont Belvieu que actualmente se encuentra alrededor de $us 500. Esta situación conduce a registrar importantes ingresos brutos por la comercialización de GLP en el mercado paraguayo.
Asimismo, YPFB ofreció la comercialización de propano y butano como productos con alta pureza para poder cubrir mayores mercados del área industrial que se encuentran en un constante crecimiento.
El GLP será exportado desde la Planta de Separación de Líquidos Carlos Villegas, ubicada en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija con destino al mercado paraguayo.
En promedio por mes se tiene la meta de enviar 5.500 toneladas métricas (TM) del producto en invierno y 4.800 TM en verano al país vecino, mercado que está abastecido en un 90% por el combustible boliviano.
“En Asunción hemos cerrado los volúmenes comprometidos para el año 2018 con representantes de Capagas, que es la institución que aglomera a todas las empresas que son nuestros clientes de GLP en Paraguay”, indicó Barriga.
El precio y el volumen fueron acordados por la estatal petrolera boliviana con las empresas Gas Total, Copesa, Copetrol, Petrobras, Puma y Gas Corona que están asociadas a la Cámara Paraguaya del Gas (Capagas).
El precio a facturarse resultará de una fórmula en base a la cotización semanal de Mont Belvieu.
El objetivo es tener los mejores precios tomando como base el indicador Mont Belvieu que actualmente se encuentra alrededor de $us 500. Esta situación conduce a registrar importantes ingresos brutos por la comercialización de GLP en el mercado paraguayo.
Asimismo, YPFB ofreció la comercialización de propano y butano como productos con alta pureza para poder cubrir mayores mercados del área industrial que se encuentran en un constante crecimiento.
El GLP será exportado desde la Planta de Separación de Líquidos Carlos Villegas, ubicada en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija con destino al mercado paraguayo.
Mira el fallo del TCP sobre las regalías de Incahuasi
Una sentencia de 25 páginas emitida por el Tribunal Constitucional Plurinacional el 15 de noviembre suspende el pago de las regalías del megacampo Incahuasi a favor de Santa Cruz
Fallo del TCP suspende las regalías para Santa Cruz por Incahuasi by Jaramillo Diego on Scribd
Gobernación ve ataque a Santa Cruz en suspensión de regalías
Tras la suspensión de las regalías petroleras para Santa Cruz por el campo Incahuasi, la Gobernación cruceña se pronunció en contra del fallo del Tribunal Constitucional Plurinacional (TCP) y calificó la acción como un ataque intencionado a Santa Cruz.
"El fallo constituye un ataque directo e intencionado a Santa Cruz, único perjudicado por dicho fallo, al congelar regalías comprometidas para el presente ejercicio", dijo el gobernador cruceño, Rubén Costas, en conferencia prensa.
Costas dijo que no existen dudas sobre los límites entre Santa Cruz y Chuquisaca y que ya con anterioridad estaba establecido que el campo petrolero se encontraba en territorio cruceño. "Es y ha sido responsabilidad exclusiva del Gobierno nacional proporcionar la información sobre límites en la que se basó el estudio que estableció que el 100% del reservorio del campo de Incahuasi está en Santa Cruz", indica el punto 1 del comunicado.
"Sólo se puede comprender el fallo del Tribunal Constitucional desde una clara intención de perjudicar al departamento de Santa Cruz, de fomentar el enfrentamiento entre regiones y de crear falsas expectativas a la ciudadanía", indica el comunicado leído por la autoridad.
7 preguntas y respuestas para entender el conflicto por las regalías Incahuasi
Este jueves se reactivó el conflicto por el campo Incahuasi que desde hace poco más de un año tiene enfrentados a cívicos y dirigentes de Santa Cruz y Chuquisaca por un tema de límites y regalías.
Conoce, con estas preguntas y respuestas, en qué consiste este problema y cómo nos afecta.
1. ¿Qué es Incahuasi?
Se trata del más emergente de los pozos gasíferos de Bolivia, un megacampo que acopia la segunda reserva de gas natural de Sudamérica, con casi 13 trillones de pies cúbicos del energético.
El descubrimiento del yacimiento se hizo en 2004 y empezó a producir en agosto de 2016. El 90% de su producción se exporta a Argentina y Brasil.
Es una de las mayores reservas de gas de Bolivia
2. ¿Dónde está ubicado?
El campo está a 278 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a 412 kilómetrosm de Sucre, capital de Chuquisaca, y a 40 kilómetros del municipio de Camiri.
3. ¿Qué empresas lo operan?
La multinacional Total es la principal operadora de Incahuasi, con una participación de 50%. También están en campo las empresa la rusa Gazprom, la argentina TecPetrol y la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El presidente Evo Morales en el acto de inauguración del campo
4. ¿Cuál es el conflicto?
El campo gasífero está en el límite entre dos departamentos: Santa Cruz y Chuquisaca. Ambos reclaman que está en su territorio y exigen el pago de las regalías.
En agosto de 2016, un estudio técnico realizado por la consultora canadiense Petroleum Consultants GLJ, a solicitud de YPFB, determinó que el reservorio está 100% en territorio cruceño.
Chuquisaca no aceptó el informe presentado por la petrolera, realizó una serie de protestas y denunció que la estatal proporcionó información no oficial para elaborar el primer informe. Siete meses después, el 8 de marzo de 2017, la Justicia determinó que YPFB tenía 30 días para realizar un nuevo estudio. Santa Cruz rechazó el falló y manifestó que se deben respetar los límites históricos y el estudio técnico.
Protesta de chuquisaqueños
5. ¿Por qué se reactiva?
Pasaron ocho meses desde que un juez emitió el dictamen que pedía un nuevo estudio de Incahuasi y YPFB no acató esa resolución Judicial.
Este jueves, el Tribunal Constitucional Plurinacional (TCP) emitió un fallo que establece suspender el pago de regalías por el campo gasífero Incahuasi hasta que no se realice un estudio técnico sobre los límites entre Santa Cruz y Chuquisaca.
6. ¿De cuánto dinero estamos hablando?
Las regalías por el campo gasífero son de aproximadamente 30 millones de bolivianos mensuales. Considerando que el ingreso del departamento de Santa Cruz es de 70 millones de bolivianos, la suspensión de las regalías significa que se congelará el 40% de los ingresos, según Herland Soliz, secretario Hidrocarburos, Energía y Minas de la Gobernación cruceña.
Manifestación de cruceños
7. ¿Qué pasará ahora?
El fallo del TCP dice que se debe realizar un proceso de delimitación interdepartamental de acuerdo a la Ley de Delimitación de Unidades Territoriales que puede tomar, en el peor de los casos, un par de años.
Sin embargo, el Gobernador cruceño Rubén Costas pidió que El Gobierno y YPFB “asuman urgentemente sus responsabilidades para reponer la situación actual”, luego de calificar el fallo como un ataque a Santa Cruz en conferencia de prensa.
El gobernador de Santa Cruz rechazó el fallo del TCP
que congela los ingresos de su departamento
La cadena venezolana Telesur publicó, en septiembre del año pasado, un informe sobre este campo. Puedes verlo aquí:
Conoce, con estas preguntas y respuestas, en qué consiste este problema y cómo nos afecta.
1. ¿Qué es Incahuasi?
Se trata del más emergente de los pozos gasíferos de Bolivia, un megacampo que acopia la segunda reserva de gas natural de Sudamérica, con casi 13 trillones de pies cúbicos del energético.
El descubrimiento del yacimiento se hizo en 2004 y empezó a producir en agosto de 2016. El 90% de su producción se exporta a Argentina y Brasil.
Es una de las mayores reservas de gas de Bolivia
2. ¿Dónde está ubicado?
El campo está a 278 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a 412 kilómetrosm de Sucre, capital de Chuquisaca, y a 40 kilómetros del municipio de Camiri.
3. ¿Qué empresas lo operan?
La multinacional Total es la principal operadora de Incahuasi, con una participación de 50%. También están en campo las empresa la rusa Gazprom, la argentina TecPetrol y la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El presidente Evo Morales en el acto de inauguración del campo
4. ¿Cuál es el conflicto?
El campo gasífero está en el límite entre dos departamentos: Santa Cruz y Chuquisaca. Ambos reclaman que está en su territorio y exigen el pago de las regalías.
En agosto de 2016, un estudio técnico realizado por la consultora canadiense Petroleum Consultants GLJ, a solicitud de YPFB, determinó que el reservorio está 100% en territorio cruceño.
Chuquisaca no aceptó el informe presentado por la petrolera, realizó una serie de protestas y denunció que la estatal proporcionó información no oficial para elaborar el primer informe. Siete meses después, el 8 de marzo de 2017, la Justicia determinó que YPFB tenía 30 días para realizar un nuevo estudio. Santa Cruz rechazó el falló y manifestó que se deben respetar los límites históricos y el estudio técnico.
Protesta de chuquisaqueños
5. ¿Por qué se reactiva?
Pasaron ocho meses desde que un juez emitió el dictamen que pedía un nuevo estudio de Incahuasi y YPFB no acató esa resolución Judicial.
Este jueves, el Tribunal Constitucional Plurinacional (TCP) emitió un fallo que establece suspender el pago de regalías por el campo gasífero Incahuasi hasta que no se realice un estudio técnico sobre los límites entre Santa Cruz y Chuquisaca.
6. ¿De cuánto dinero estamos hablando?
Las regalías por el campo gasífero son de aproximadamente 30 millones de bolivianos mensuales. Considerando que el ingreso del departamento de Santa Cruz es de 70 millones de bolivianos, la suspensión de las regalías significa que se congelará el 40% de los ingresos, según Herland Soliz, secretario Hidrocarburos, Energía y Minas de la Gobernación cruceña.
Manifestación de cruceños
7. ¿Qué pasará ahora?
El fallo del TCP dice que se debe realizar un proceso de delimitación interdepartamental de acuerdo a la Ley de Delimitación de Unidades Territoriales que puede tomar, en el peor de los casos, un par de años.
Sin embargo, el Gobernador cruceño Rubén Costas pidió que El Gobierno y YPFB “asuman urgentemente sus responsabilidades para reponer la situación actual”, luego de calificar el fallo como un ataque a Santa Cruz en conferencia de prensa.
El gobernador de Santa Cruz rechazó el fallo del TCP
que congela los ingresos de su departamento
La cadena venezolana Telesur publicó, en septiembre del año pasado, un informe sobre este campo. Puedes verlo aquí:
miércoles, 13 de diciembre de 2017
Oferta de gas caerá en 2018 por cuarto año
La producción anual de gas caerá en 2018 por cuarto año consecutivo, según el proyecto de Presupuesto General del Estado (PGE) de la próxima gestión, que también calcula una reducción de al menos 19,3% en los volúmenes del hidrocarburo enviados a Brasil y un incremento de 6,25% en la cantidad del combustible boliviano que recibe Argentina.
El documento da cuenta de que la oferta nacional promedio del energético mantuvo una tendencia ascendente desde 2009 hasta 2014, pasando de 34,1 a 57,5 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).
Sin embargo, ese volumen disminuyó a 57,4 en 2015, a 56,8 en 2016, a 59,2 este año y a 55,4 MMmcd en 2018. Para este año, el promedio está previsto en 59,2 MMmcd, pero a noviembre se registró una media de 54,1 MMmcd, 9,4% por debajo de lo calculado.
Un análisis de la Fundación Milenio sostiene que el incremento de la producción gasífera nacional entre 2010 y 2015 se debe a “una explotación acelerada de las reservas ya conocidas (fundamentalmente de los campos de Sábalo y Margarita), lo cual adelanta la etapa de declinación y consecuente disminución de producción” nacional de gas.
El Gobierno anticipa que habrá más ajustes en planta de urea en Bulo Bulo
El gigante de acero y concreto de Bulo Bulo está enfermo. Su diagnóstico: una tarjeta o módulo en una turbina en el interior de la planta de amoniaco se quemó, paralizando las operaciones del monstruo que tiene que producir 750.000 toneladas de urea al año.
La herida tomará tiempo en sanar. Primero técnicos, o expertos en este tipo de infraestructura, deben encontrar el origen del daño, esto demorará unos tres días, luego se coloca el repuesto y recién en unos 10 días entre pruebas y ajustes esta enorme obra estará lista para volver a operar. Así, lo aseguraron fuentes que trabajan en el complejo, que pidieron no ser citadas en esta nota.
Otras fuentes consultadas del sector indicaron que por esta falla la exportación de urea pactada con Brasil, que se inició a fines de noviembre, será suspendida por dos meses.
El funcionamiento de la planta de urea y amoniaco, el proyecto estrella del Gobierno, está en el ojo de la tormenta. Políticos de oposición denunciaron que YPFB forzó su operación más allá de sus posibilidades. Incluso indicaron que no cuentan con el gas para operar y producir el fertilizante: “es un elefante blanco”, dicen otros en las redes sociales.
Pero el Gobierno a través del ministerio de Hidrocarburos, YPFB y hasta el presidente en ejercicio, Alvaro García Linera, restaron importancia a la crítica.
Es más, coinciden en que estos inconvenientes son normales en este tipo de industrias, complejos en tamaño y operación.
En un principio se informó que los problemas de la planta obedecían a un paro programado y luego se atribuyó esa situación a una falla eléctrica.
Incluso García Linera señaló que se vienen más ajustes y paros temporales en la planta.
“No vayan a escandalizarse que de aquí a unas semanas (se registre) otro paro para hacer otro ajuste de la máquina totalmente nueva, eso es normal”, dijo ayer el vicepresidente del Estado.
Luego, dirigiéndose a sus críticos, señaló “muéstrenme una sola planta en el mundo que no tenga que tener ajustes en su funcionamiento (…) es normal”.
Hubo fallas en Samsung
Expertos consultados, señalaron que más allá de lanzar los dardos hacia la empresa estatal, el mayor responsable de esta polémica es Samsung, la multinacional que construyó esta planta.
Hugo del Granado, especialista en hidrocarburos, señaló que es normal que se presenten estos percances en este tipo plantas.
Dijo que la obra es compleja, está dividida en tres plantas: una de servicios, que genera energía, otra de amoniaco y la plantade urea. “Uno entiende que por la complejidad de su funcionamiento pasen estas cosas. Lo que no se entiende es cómo Samsung, no tuvo en stock estos repuestos. Esto se podría esperar de YPFB, no de ellos. Es un golpe a su imagen”, afirmó el especialista.
La misma opinión comparte el exsuperintendente de Hidrocarburos, Hugo de la Fuente y cuestionó la poca información concreta que dan tanto
el Gobierno como Samsung.
“El problema es que no sabemos bien qué ha ocurrido. Sería interesante tener una información más clara. No han sido muy claros, preocupa que una planta nueva tenga este tipo de problemas”, afirmó.
Desde el interior de la planta, también responsabilizan a la firma coreana, una fuente aseguró que la empresa es la encargada de operar el complejo y de subsanar todos los percances.
Incluso indicaron que hoy llegarán técnicos de Italia y Brasil para verificar el daño en el interior de la turbina dañada de la planta de amoniaco.
“Los repuestos ya están mañana (hoy), los técnicos verán el driver de una de las tarjetas que se quemó en la turbina”, dijo una fuente que pidió no ser citada.
En Samsung se defienden de las críticas, Mun Hee Jeoug, gerente de la multinacional coreana en Bolivia, dijo que el paro de la megaobra en Bulo Bulo era necesaria para garantizar el funcionamiento de la planta.
“Dentro de las actividades de operación y mantenimiento se ha realizado un paro programado que es común en una planta petroquímica para realizar algunos ajustes y que es necesario para mantener una operación estable”, aseguró el ejecutivo coreano.
Piden inspección
Ante estos eventos, el senador Óscar Ortiz pidió al ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, que autorice una inspección a la planta de amoniaco y urea, al ratificar que está paralizada a causa de graves problemas técnicos.
Para el legislador, la planta está paralizada, no porque esté en mantenimiento como dijeron las autoridades, sino porque trabajó por debajo de su capacidad de producción.
“El ministro no le está diciendo la verdad al pueblo. No está diseñada para trabajar por menos del 70% de su capacidad y le hicieron trabajar por menos, lo que ha generado graves problemas técnicos”, sostuvo Ortiz.
Sánchez resta importancia a las críticas
El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, refutó las críticas hechas por la oposición. En conferencia de prensa, realizada ayer, cuestionó los argumentos y denuncias vertidos por el senador Óscar Ortiz.
“Yo pienso que el senador tergiversa la información. El gerente de Samsung ya dio una explicación (...) ha hablado incoherencias, más allá de que es su responsabilidad fiscalizar, estamos en un tema operativo”, dijo y agregó que los inconvenientes serán subsanados por Samsung “que es una de las compañías más importantes del mundo”.
Las críticas del legislador se centraron en fallas incluso de aprovisionamiento de gas.
A estos cuestionamientos, YPFB en una nota de prensa, señala que la petroquímica se alimenta de los campos de Sirari, Yapacaní, Carrasco, con un volumen de 50,1 millones de pies cúbicos por día (MMpcd).
Sobre el pedido de inspección que hizo el senador, Sánchez dijo que el legislador no necesita autorización puede verificar todas las plantas de Bolivia.
Según informes oficiales, hasta la fecha la planta ha producido más de 32.000 toneladas métricas (TM) de urea.
A fines de noviembre suscribió un contrato para la venta de 335.000 toneladas de este fertilizante a Brasil, que pagará $us 100 millones por año.
Para saber
Proyecto demorado
La planta de urea y amoniaco se tenía que entregar en 2015, pero se retrasó por las lluvias y la complicada geografía donde fue construida.
Exportación
Otros mercados con los que negocia el Estado son Perú, Paraguay y Argentina, pero todavía no hay acuerdos concretos.
Precio al mercado interno
En el mercado interno el costo está entre los $us 377 y 431; para la exportación es de $us 300.
En tres meses de funcionamiento Mala supervisión de planta de urea ocasionó deterioro
El experto en plantas industriales derivados del gas natural, Saúl Escalera, explicó ayer a EL DIARIO que resultan “muy extrañas” las fallas que presentó la planta de urea y amoniaco, en Bulo-Bulo, Cochabamba, que determinaron la paralización de sus operaciones.
El especialista consideró que la empresa supervisora de la instalación del proyecto tiene responsabilidad legal en el caso, ya que acreditó las garantías técnicas para la puesta en marcha de la planta hace tres meses.
La misma está valorada en $us 953 millones. El proyecto demoró dos años para su entrega final, según dijo en su blog el experto petrolero Mauricio Medinaceli.
VICEPRESIDENTE
El vicepresidente Álvaro García minimizó ayer el problema, al indicar que es “normal” un ajuste técnico y anunció que más adelante también habrá otros paros.
“No vayan a escandalizarse que de aquí a unas semanas (se registre) otro paro, para hacer otro ajuste de la máquina totalmente nueva; eso es normal, lo mismo pasó con nuestra planta de azúcar, con el teleférico, toda planta nueva requiere ajustes técnicos y muy precisos para que el engranaje del sistema técnico y administrativo funcione de manera recurrente sin fallas”, sostuvo relativizando la situación.
FALLA O MANTENIMIENTO
Cuando se denunció la paralización de operaciones de la planta, las autoridades del sector hidrocarburífero informaron que la misma obedecía a tareas de mantenimiento; sin embargo, hace dos días el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, admitió un fallo eléctrico que habría sido la causa del cese de operaciones.
SUPERVISIÓN
De su parte, Escalera afirmó que el mantenimiento de ese tipo de plantas se lo realiza cada año, el último mes, y no es usual paralizar a pocos meses de haberse inaugurado las operaciones, por lo que la actual paralización atribuye a una mala supervisión de la obra.
Explicó que en este tipo de proyectos, el supervisor se encarga de revisar todas las secciones y verificar el funcionamiento de las máquinas, en general; este proceso se lo realiza por un periodo de seis meses.
TIEMPOS
“Cualquier planta que se construye tiene un periodo de seis meses de prueba, para hacer que todo éste funcionando según las especificaciones”, dijo Escalera y añadió que el supervisor es el que al final estampa su firma avalando que el proyecto está funcionando bien.
GARANTÍAS
En esa misma línea de razonamiento, el consultor energético del sector privado, Boris Gómez Úzqueda, sostuvo que en los contratos de este tipo de construcciones se establecen puntualmente los tiempos de operación mínima, garantías de funcionamiento, tiempo de mantenimiento preventivo, por lo tanto es extraño lo sucedido, anotó.
Consideró acertada la iniciativa del senador Óscar Ortíz, de inspeccionar la planta, pero recomendó que vaya acompañado de especialistas en el sector hidrocarburífero. Escalera dijo que en Bolivia existen profesionales de alta calificación capaces de operar la planta.
INSPECCIÓN
Al respecto, consultado al vicepresidente Nacional de Operaciones de YPFB, Gonzalo Saavedra, sobre la solicitud del senador Ortiz de hacer una inspección a la Planta de Urea y Amoniaco, para comprobar el estado de la misma, con el acompañamiento de los medios de comunicación y de otros parlamentarios, la autoridad indicó que se responderá de manera oficial a este requerimiento, una vez termine el mantenimiento programado y sea Samsung la que notifique que no existe peligro para que personas externas puedan acceder a las áreas que se autorice para visitarlas.
Gómez explicó que ese tipo de plantas requierede grandes volúmenes de gas para procesar la materia prima y sus derivados, y los mismos deben estar garantizados. “Menos volumen de materia prima genera retraso en la producción de materia prima y también de orden técnico”, indicó.
SAMSUNG
Pese a las explicaciones oficiales, persisten varias interrogantes. La constructora del proyecto, la empresa coreana Samsung, que instaló la planta, aseguró que el paro estaba programado “para mantener una operación estable”, aseguró su gerente, Mun Hee Jeoug.
El especialista consideró que la empresa supervisora de la instalación del proyecto tiene responsabilidad legal en el caso, ya que acreditó las garantías técnicas para la puesta en marcha de la planta hace tres meses.
La misma está valorada en $us 953 millones. El proyecto demoró dos años para su entrega final, según dijo en su blog el experto petrolero Mauricio Medinaceli.
VICEPRESIDENTE
El vicepresidente Álvaro García minimizó ayer el problema, al indicar que es “normal” un ajuste técnico y anunció que más adelante también habrá otros paros.
“No vayan a escandalizarse que de aquí a unas semanas (se registre) otro paro, para hacer otro ajuste de la máquina totalmente nueva; eso es normal, lo mismo pasó con nuestra planta de azúcar, con el teleférico, toda planta nueva requiere ajustes técnicos y muy precisos para que el engranaje del sistema técnico y administrativo funcione de manera recurrente sin fallas”, sostuvo relativizando la situación.
FALLA O MANTENIMIENTO
Cuando se denunció la paralización de operaciones de la planta, las autoridades del sector hidrocarburífero informaron que la misma obedecía a tareas de mantenimiento; sin embargo, hace dos días el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, admitió un fallo eléctrico que habría sido la causa del cese de operaciones.
SUPERVISIÓN
De su parte, Escalera afirmó que el mantenimiento de ese tipo de plantas se lo realiza cada año, el último mes, y no es usual paralizar a pocos meses de haberse inaugurado las operaciones, por lo que la actual paralización atribuye a una mala supervisión de la obra.
Explicó que en este tipo de proyectos, el supervisor se encarga de revisar todas las secciones y verificar el funcionamiento de las máquinas, en general; este proceso se lo realiza por un periodo de seis meses.
TIEMPOS
“Cualquier planta que se construye tiene un periodo de seis meses de prueba, para hacer que todo éste funcionando según las especificaciones”, dijo Escalera y añadió que el supervisor es el que al final estampa su firma avalando que el proyecto está funcionando bien.
GARANTÍAS
En esa misma línea de razonamiento, el consultor energético del sector privado, Boris Gómez Úzqueda, sostuvo que en los contratos de este tipo de construcciones se establecen puntualmente los tiempos de operación mínima, garantías de funcionamiento, tiempo de mantenimiento preventivo, por lo tanto es extraño lo sucedido, anotó.
Consideró acertada la iniciativa del senador Óscar Ortíz, de inspeccionar la planta, pero recomendó que vaya acompañado de especialistas en el sector hidrocarburífero. Escalera dijo que en Bolivia existen profesionales de alta calificación capaces de operar la planta.
INSPECCIÓN
Al respecto, consultado al vicepresidente Nacional de Operaciones de YPFB, Gonzalo Saavedra, sobre la solicitud del senador Ortiz de hacer una inspección a la Planta de Urea y Amoniaco, para comprobar el estado de la misma, con el acompañamiento de los medios de comunicación y de otros parlamentarios, la autoridad indicó que se responderá de manera oficial a este requerimiento, una vez termine el mantenimiento programado y sea Samsung la que notifique que no existe peligro para que personas externas puedan acceder a las áreas que se autorice para visitarlas.
Gómez explicó que ese tipo de plantas requierede grandes volúmenes de gas para procesar la materia prima y sus derivados, y los mismos deben estar garantizados. “Menos volumen de materia prima genera retraso en la producción de materia prima y también de orden técnico”, indicó.
SAMSUNG
Pese a las explicaciones oficiales, persisten varias interrogantes. La constructora del proyecto, la empresa coreana Samsung, que instaló la planta, aseguró que el paro estaba programado “para mantener una operación estable”, aseguró su gerente, Mun Hee Jeoug.
Chuquisaca y Tarija se beneficiarán con más recursos hidrocarburíferos
La Cámara de Diputados aprobó el proyecto de ley que viabiliza la adenda del contrato de operación para la exploración y explotación hidrocarburífera del área Caipipendi (Campo Margarita) hasta 2046, que beneficiará con mayores recursos por concepto de regalías a los departamentos de Chuquisaca y Tarija.
La norma garantizará la continuidad de las operaciones petroleras en el área Caipipendi, ya que permitirá a las empresas Repsol E&P Bolivia SA, Shell Bolivia Corporation (sucursal Bolivia) y PAE E&P Bolivia Limited (sucursal Bolivia) invertir más recursos en exploración y explotación del campo gasífero, remarca un boletín de prensa institucional.
La adenda, suscrita por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con las tres petroleras, será computable a partir del 2 de mayo de 2031 hasta 2046, conforme a lo que establece el contrato, siempre y cuando cumplan las condiciones establecidas, de acuerdo con el nuevo plan de inversiones aprobado por YPFB.
El presidente de la Comisión de Economía Plural, Ignacio Soruco, dijo que si los contratos petroleros están en operación regular, como es el caso de Caipipendi, YPFB podrá operarlos por sí mismo o por otros mediante la adenda, porque se buscan inversionistas que inyecten capitales.
“Buscamos comprometer nuevas inversiones de 350 millones de dólares en exploración o 500 millones de dólares en explotación y desarrollo del pozo”, detalló el legislador.
Destacó que la adenda permitirá que YPFB incremente las reservas probadas en 60 millones de barriles.
“La producción diaria que se incrementará significaría alrededor de ocho millones de pies cúbicos por día, para cubrir los contratos de provisión de gas a Argentina vigentes hasta 2019. Para los departamentos de Tarija y Chuquisaca, las regalías se incrementarán en 1.100 millones de dólares y aumentará la participación de YPFB”, complementó.
El contrato no confiere ningún derecho de propiedad de los yacimientos a las petroleras.
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