La petrolera British Gas (BG) Group mostró interés en actividades de exploración y explotación en Bolivia. Así lo hizo conocer el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, en Dublin, Irlanda, luego de suscribir un memorándum de entendimiento con la petrolera, en el cual aquella anunció que planteará una propuesta al Gobierno boliviano. Sánchez, el presidente de British Gas (BG) Group, Helge Lund, y el gerente general de BG Bolivia, Orlando Vaca, firmaron el documento.
La petrolera anuncia inversiones por 130 millones de dólares, principalmente en el departamento de Tarija. La primera quincena comienza trabajos de sísmica en el campo Huacareta, mientras analiza la perforación de un pozo en la Vertiente.
“BG reafirma su compromiso de continuar con las inversiones en Bolivia. A muy corto plazo, empieza la sísmica el 15 de diciembre en el campo Huacareta en Tarija con una inversión de $us 50 millones. De igual manera, tiene otro bloque actualmente en operación, La Vertiente, en el campo Escondido, donde tiene interés en hacer otro pozo profundo con una inversión de $us 80 millones”, manifestó el ministro, según un boletín de prensa de la entidad ministerial.
El memorándum de entendimiento suscrito plasma las buenas relaciones entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) y BG, y resalta las intenciones comunes de continuar e incrementar la realización de actividades de exploración y explotación en el Estado Plurinacional de Bolivia, según Sánchez.
El documento establece que el MHE, en el marco de sus atribuciones y competencias, declara su intención de mantener el ambiente propicio para la inversión exploratoria e incentivar la exploración en este rubro.
Las partes realizarán las coordinaciones que sean necesarias para el logro de dichos objetivos y el memorándum se mantendrá en vigor por el plazo de cuatro años, según señala el memorándum.
Actualmente, BG también trabaja en el bloque Caipipendi, donde tiene la misma participación que el operador Repsol con el 37.5%; en el campo Itaú, donde el operador es Petrobras.
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martes, 10 de noviembre de 2015
domingo, 8 de noviembre de 2015
Total y British Gas reafirman compromiso de invertir en Bolivia
Las petroleras Total y British Gas reafirmaron su compromiso de invertir millonarias sumas de dinero en la cadena de hidrocarburos de Bolivia, como resultado de la gira que realiza el presidente Evo Morales por Europa, resaltó el domingo el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.
Según Sánchez, la gira de Morales por Europa permitió suscribir un preacuerdo con la francesa Total para garantizar la inversión de al menos 1.000 millones de dólares en la exploración de hidrocarburos en el país y encontrar reservas gasíferas de casi 13 trillones de Pies Cúbicos (TCF) hasta el 2019.
"Nos vamos con un preacuerdo con Total de 1.000 millones de dólares y aumentar a casi 13 TCF hasta el 2019", remarcó Sánchez en contacto con Red Patria Nueva.
El Ministro de Hidrocarburos acompaña a Morales en su gira por Europa, donde también viajó el canciller David Choquehuanca y el ministro de Defensa, Reymi Ferreira, entre otras autoridades del Órgano Ejecutivo.
En ese sentido, Sánchez precisó que la británica British Gas comenzará este mes la exploración sísmica 2D en el área Huacareta Norte, con un costo inicial de 50 millones de dólares.
"British Gas reafirma su compromiso de seguir invirtiendo en Bolivia, inversiones muy importantes y prácticamente a muy corto Plazo", remarcó.
Agregó que la inversión de British Gas alcanzará el primer año los 130 millones de dólares y en el caso de lograr resultados positivos, la inyección de esa petrolera en el país subirá a 500 millones de dólares.
"De igual manera tienen otra área que está en estos momentos en operación, pero tienen interés de hacer un pozo profundo que es en (la planta) 'La Vertiente', con una inversión de 80 millones de dólares", añadió.
Sánchez dijo que "ahora ven a Bolivia en el exterior como centro energético" y eso permite atraer propuestas de inversión para participar en el negocio de energía que perfila el país.
Por otro lado, la autoridad dijo que "ha venido una empresa de Inglaterra que quiere un financiamiento para proyectos de energías renovables, fundamentalmente solar", por lo que se prevé trabajar la norma "para que puedan tener un contrato en venta de energía".
Destacó que el país ofrece en la actualidad muchos factores importantes para atraer inversión extrajera, entre ellos, seguridad jurídica y gran perfil prospectable de recursos hidrocarburíferos.
Así, relievó que la gira del Mandatario boliviano por Europa tiene una calificación "de 10 sobre 10 puntos" en resultados para la fortalecer la inversión extranjera en Bolivia.
sábado, 9 de mayo de 2015
Multinacional BG Bolivia garantiza inversión para el país
El gerente general de la empresa British Gas (BG) Bolivia, Orlando Vaca, garantizó todas las inversiones comprometidas en el país, a pesar de que la petrolera multinacional Royal Dutch Shell se encuentre comprando las acciones de ese grupo.
"Nos encontramos en el proceso de transición por la compra de Shell a BG a nivel mundial; nosotros confirmamos que nuestros planes y proyectos exploratorios en Bolivia permanecen firmes y no hay cambios", precisó Vaca, después de una reunión con el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.
Actualmente, Royal Dutch Shell está en proceso de compra de la británica BG, que tiene bajo su tuición empresas petroleras en todo el mundo, entre ellas, BG Bolivia, según información del Ministerio de Hidrocarburos. / ABI
"Nos encontramos en el proceso de transición por la compra de Shell a BG a nivel mundial; nosotros confirmamos que nuestros planes y proyectos exploratorios en Bolivia permanecen firmes y no hay cambios", precisó Vaca, después de una reunión con el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.
Actualmente, Royal Dutch Shell está en proceso de compra de la británica BG, que tiene bajo su tuición empresas petroleras en todo el mundo, entre ellas, BG Bolivia, según información del Ministerio de Hidrocarburos. / ABI
jueves, 9 de abril de 2015
Shell compra British Gas por más de $us 69.000 millones
En un contexto de baja constante del precio internacional del petróleo, la petrolera Royal Dutch Shell selló un acuerdo millonario para adquirir la empresa británica del sector energético British Gas Group por 64.296 millones de euros (unos $us 69.529 millones).
En virtud de lo acordado por las dos empresas, los accionistas de BG Group recibirán efectivo y acciones de Shell, equivalentes a unos 1.350 peniques por cada título de la empresa.
El pacto permite a los accionistas de BG ser propietarios de un 19% del nuevo grupo.
Shell indicó que el acuerdo le ayudará a ampliar sus reservas de petróleo y gas un 25% y mejorar la producción un 20%, así como acelerar su crecimiento.
La valoración de Shell, segunda en el ranking global, es de $us 202.000 millones. De la mayor compañía petrolera del mundo, Exxon Mobil, es de $us 360.000 millones. Con esta nueva operación, Shell achica su brecha en gas con Exxon.
El acuerdo es alcanzado en momentos de una caída de los precios del petróleo en el último año, pero los analistas consideran que puede ser uno de los más importantes del año.
BG Group es la tercera energética del Reino Unido y emplea a unas 5.200 personas en 24 países y su valor en bolsa es de $us 46.000 millones.
El director ejecutivo de la multinacional Shell, Ben van Beurden, calificó la medida de "audaz" y "estratégica".
Al referirse a la millonaria operación concretada, el presidente de Shell, Jorma Ollila, fue claro al señalar: “El resultado será una empresa más competitiva y sólida para todos nuestros accionistas en el actual contexto de volatilidad de los precios del petróleo".
Por su parte, el director ejecutivo de BG, Helge Lund, dijo que el acuerdo tiene una lógica estratégica muy fuerte.
Cabe señalar que en el país, la filial BG Bolivia, según su página web, opera seis campos de gas integrados en una sola planta de procesamiento de gas y tiene participaciones en los megacampos de gas de Margarita (37,5%) e Itaú (25%). En 2012, se adjudicó los derechos para explorar y desarrollar el bloque Huacareta.
Un frenesí de fusiones
“Esta operación podría marcar el inicio de un frenesí de fusiones-adquisiciones como a finales de los años 90, cuando toda una serie de pequeños valores del sector del petróleo y el gas fueron absorbidos por empresas más grandes para dar lugar a pesos pesados actuales como ExxonMobil, BP, Chevron y Royal Dutch Shell", proyectó Augustin Eden, analista en Accendo Markets.
Por su lado, Rebecca O'Keeffe, directora de inversiones en Interactive Investor, dijo que "es la mayor operación en el sector en 10 años"
En virtud de lo acordado por las dos empresas, los accionistas de BG Group recibirán efectivo y acciones de Shell, equivalentes a unos 1.350 peniques por cada título de la empresa.
El pacto permite a los accionistas de BG ser propietarios de un 19% del nuevo grupo.
Shell indicó que el acuerdo le ayudará a ampliar sus reservas de petróleo y gas un 25% y mejorar la producción un 20%, así como acelerar su crecimiento.
La valoración de Shell, segunda en el ranking global, es de $us 202.000 millones. De la mayor compañía petrolera del mundo, Exxon Mobil, es de $us 360.000 millones. Con esta nueva operación, Shell achica su brecha en gas con Exxon.
El acuerdo es alcanzado en momentos de una caída de los precios del petróleo en el último año, pero los analistas consideran que puede ser uno de los más importantes del año.
BG Group es la tercera energética del Reino Unido y emplea a unas 5.200 personas en 24 países y su valor en bolsa es de $us 46.000 millones.
El director ejecutivo de la multinacional Shell, Ben van Beurden, calificó la medida de "audaz" y "estratégica".
Al referirse a la millonaria operación concretada, el presidente de Shell, Jorma Ollila, fue claro al señalar: “El resultado será una empresa más competitiva y sólida para todos nuestros accionistas en el actual contexto de volatilidad de los precios del petróleo".
Por su parte, el director ejecutivo de BG, Helge Lund, dijo que el acuerdo tiene una lógica estratégica muy fuerte.
Cabe señalar que en el país, la filial BG Bolivia, según su página web, opera seis campos de gas integrados en una sola planta de procesamiento de gas y tiene participaciones en los megacampos de gas de Margarita (37,5%) e Itaú (25%). En 2012, se adjudicó los derechos para explorar y desarrollar el bloque Huacareta.
Un frenesí de fusiones
“Esta operación podría marcar el inicio de un frenesí de fusiones-adquisiciones como a finales de los años 90, cuando toda una serie de pequeños valores del sector del petróleo y el gas fueron absorbidos por empresas más grandes para dar lugar a pesos pesados actuales como ExxonMobil, BP, Chevron y Royal Dutch Shell", proyectó Augustin Eden, analista en Accendo Markets.
Por su lado, Rebecca O'Keeffe, directora de inversiones en Interactive Investor, dijo que "es la mayor operación en el sector en 10 años"
miércoles, 18 de diciembre de 2013
El Senado aprueba nuevos contratos con Petrobras y British Gas
El Senado de Bolivia aprobó nuevos contratos de servicios petroleros con las empresas Petrobras (Brasil), British Gas (BG) y la estatal boliviana YPFB Chaco para la exploración y explotación de cinco áreas en el centro, este y sur del país, informó hoy una fuente oficial.
Los contratos se refieren a las áreas Isarzama y San Miguel, del departamento de Cochabamba (centro); Cedro y El Dorado Oeste, del departamento de Santa Cruz (este), y del área Huacareta, ubicada entre las regiones de Chuquisaca y Tarija (sur), informó en un comunicado la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El objetivo de los acuerdos es "la búsqueda de mayores reservas hidrocarburíferas para el país, que permitan garantizar el abastecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación, así como incrementar los recursos económicos necesarios para coadyuvar al desarrollo del país", indica la nota.
Según los nuevos contratos, YPFB Chaco, subsidiaria de la estatal petrolera, ejecutará operaciones en dos áreas de Isarzama sobre una superficie de 28.750 hectáreas y otra de 1.250 hectáreas.
Esa compañía también se adjudicó la exploración de la zona de Dorado Oeste, con una superficie de 86.250.00 hectáreas.
Mientras, el contrato de la BG incluye actividades de exploración, explotación, refinado, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos en el área Huacareta, situada en una zona no tradicional entre Chuquisaca y Tarija con una superficie total de 453.000 hectáreas.
Petrobras, por su parte, operará en el área Cedro, localizada en Santa Cruz y que abarca 99.775 hectáreas.
El Gobierno boliviano decretó en 2006 la nacionalización de los hidrocarburos en el país, donde operan una docena de trasnacionales, entre ellas la española Repsol, que surten al mercado interno y proveen de gas natural a Brasil y Argentina.
Los contratos se refieren a las áreas Isarzama y San Miguel, del departamento de Cochabamba (centro); Cedro y El Dorado Oeste, del departamento de Santa Cruz (este), y del área Huacareta, ubicada entre las regiones de Chuquisaca y Tarija (sur), informó en un comunicado la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El objetivo de los acuerdos es "la búsqueda de mayores reservas hidrocarburíferas para el país, que permitan garantizar el abastecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación, así como incrementar los recursos económicos necesarios para coadyuvar al desarrollo del país", indica la nota.
Según los nuevos contratos, YPFB Chaco, subsidiaria de la estatal petrolera, ejecutará operaciones en dos áreas de Isarzama sobre una superficie de 28.750 hectáreas y otra de 1.250 hectáreas.
Esa compañía también se adjudicó la exploración de la zona de Dorado Oeste, con una superficie de 86.250.00 hectáreas.
Mientras, el contrato de la BG incluye actividades de exploración, explotación, refinado, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos en el área Huacareta, situada en una zona no tradicional entre Chuquisaca y Tarija con una superficie total de 453.000 hectáreas.
Petrobras, por su parte, operará en el área Cedro, localizada en Santa Cruz y que abarca 99.775 hectáreas.
El Gobierno boliviano decretó en 2006 la nacionalización de los hidrocarburos en el país, donde operan una docena de trasnacionales, entre ellas la española Repsol, que surten al mercado interno y proveen de gas natural a Brasil y Argentina.
jueves, 15 de enero de 2009
British Petroleum en riesgo de perder participación en Bolivia
La petrolera Pan American Energy, controlada por el grupo británico British Petroleum (BP), corre el riesgo de que todo su negocio en Bolivia sea nacionalizado, si no acepta traspasar al Estado el control de una firma mixta que produce crudo y gas, advirtió el gobierno de Evo Morales.
El ministro de Hidrocarburos, Saúl Avalos, dijo que Pan American Energy no ha cumplido todavía un Decreto Supremo de mayo del 2008 que le ordenó transferir poco más del 1 por ciento de las acciones de la compañía Chaco a la estatal YPFB, para así pasar a controlarla.
“No lo han hecho hasta la fecha. El Gobierno boliviano ha estado aguardando pacientemente, pero todo tiene su límite”, comentó el Ministro, quien anunció que la autoridad tomaría “una decisión” en cualquier momento.
En mayo del 2008, al completar un proceso de nacionalización iniciado dos años antes, Morales decretó que, mediante el traspaso forzoso de pequeños paquetes accionarios, YPFB asumiera el control de varias compañías mixtas, entre ellas Chaco, que habían surgido de un proceso de privatizaciones en la década pasada.
El decreto estableció un pago de 4,8 millones de dólares por las acciones que Pan American Energy entregaría a YPFB, que tiene actualmente un 49 por ciento de la propiedad.
“Chaco está nacionalizada. Hay un Decreto Supremo que establece que la gente de Chaco (Pan American) debe entregar las acciones a Yacimientos y no lo ha hecho. Hasta la fecha esta incumpliendo un Decreto Supremo”, dijo Ávalos.
“Si ellos no cumplen el decreto, nosotros tendremos que tomar las acciones que correspondan de acuerdo a ley”, agregó.
El ministro de Hidrocarburos, Saúl Avalos, dijo que Pan American Energy no ha cumplido todavía un Decreto Supremo de mayo del 2008 que le ordenó transferir poco más del 1 por ciento de las acciones de la compañía Chaco a la estatal YPFB, para así pasar a controlarla.
“No lo han hecho hasta la fecha. El Gobierno boliviano ha estado aguardando pacientemente, pero todo tiene su límite”, comentó el Ministro, quien anunció que la autoridad tomaría “una decisión” en cualquier momento.
En mayo del 2008, al completar un proceso de nacionalización iniciado dos años antes, Morales decretó que, mediante el traspaso forzoso de pequeños paquetes accionarios, YPFB asumiera el control de varias compañías mixtas, entre ellas Chaco, que habían surgido de un proceso de privatizaciones en la década pasada.
El decreto estableció un pago de 4,8 millones de dólares por las acciones que Pan American Energy entregaría a YPFB, que tiene actualmente un 49 por ciento de la propiedad.
“Chaco está nacionalizada. Hay un Decreto Supremo que establece que la gente de Chaco (Pan American) debe entregar las acciones a Yacimientos y no lo ha hecho. Hasta la fecha esta incumpliendo un Decreto Supremo”, dijo Ávalos.
“Si ellos no cumplen el decreto, nosotros tendremos que tomar las acciones que correspondan de acuerdo a ley”, agregó.
jueves, 14 de agosto de 2008
Yacimientos culpa a Enarsa por la demora en el gasoducto
El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Santos Ramírez, responsabilizó a Energía de Argentina S.A. (Enarsa) del retraso en la construcción del Gasoducto al Nor Este Argentino (GNEA) y aseguró que Bolivia garantizará los volúmenes de gas natural que demande ese país.
Consultado por el diario La Nación de Buenos Aires sobre la demora en las obras, el ejecutivo boliviano respondió: “Creo que Enarsa tiene la explicación, no nosotros. No conozco lo que ha motivado el retraso”.
Ramírez estuvo ayer en Argentina, donde se reunió con los ejecutivos de Enarsa para hablar sobre la adenda al contrato de compra-venta de gas natural, que establecerá nuevos volúmenes y plazos de entrega, además de las obras en el GNEA, en las cuales no hay avances.
Se conoció que la cita fue reservada y que al final del encuentro no hicieron declaraciones.
Bolivia se comprometió a exportar hasta 27,7 millones de metros cúbicos de gas natural hasta el 2027. Acordó empezar con un flujo de 7,7 millones de metros cúbicos, pero a la fecha sólo entrega entre 1 y 2 millones por falta de producción.
Para garantizar la totalidad de los envíos, el Gobierno argentino se comprometió, por su lado, a acelerar la construcción del nuevo ducto, ya que el actual no tiene capacidad suficiente como para transportar lo establecido en el contrato.
Según el documento, el gasoducto tendría que tener una extensión de 1.500 kilómetros de longitud y debía estar listo hace dos años.
De acuerdo con expertos, las obras no avanzaron por la incertidumbre política en Bolivia y la falta de oferta de gas natural.
En la entrevista, Ramírez desestimó la incertidumbre como una de las causas de la demora.
Según la autoridad, Argentina demanda 7,7 millones de metros cúbicos, pero no hay lugar en el ducto actual para mandar más de lo que se despacha. “¿Dónde quiere que metamos ese gas (adicional)?”, le respondió al periodista bonaerense.
Para Ramírez, las obras del gasoducto no tienen porqué retrasarse porque el desarrollo de los megacampos en el lado boliviano y el ducto tiene que hacerse en forma simultánea.
El ejecutivo nacional agregó que el gas natural estará disponible y que seis petroleras se comprometieron a desarrollar los reservorios e invertir este año 926 millones de dólares: Petrobras, Repsol, Andina, Chaco, Total y British Gas (BG).
Consultado por el diario La Nación de Buenos Aires sobre la demora en las obras, el ejecutivo boliviano respondió: “Creo que Enarsa tiene la explicación, no nosotros. No conozco lo que ha motivado el retraso”.
Ramírez estuvo ayer en Argentina, donde se reunió con los ejecutivos de Enarsa para hablar sobre la adenda al contrato de compra-venta de gas natural, que establecerá nuevos volúmenes y plazos de entrega, además de las obras en el GNEA, en las cuales no hay avances.
Se conoció que la cita fue reservada y que al final del encuentro no hicieron declaraciones.
Bolivia se comprometió a exportar hasta 27,7 millones de metros cúbicos de gas natural hasta el 2027. Acordó empezar con un flujo de 7,7 millones de metros cúbicos, pero a la fecha sólo entrega entre 1 y 2 millones por falta de producción.
Para garantizar la totalidad de los envíos, el Gobierno argentino se comprometió, por su lado, a acelerar la construcción del nuevo ducto, ya que el actual no tiene capacidad suficiente como para transportar lo establecido en el contrato.
Según el documento, el gasoducto tendría que tener una extensión de 1.500 kilómetros de longitud y debía estar listo hace dos años.
De acuerdo con expertos, las obras no avanzaron por la incertidumbre política en Bolivia y la falta de oferta de gas natural.
En la entrevista, Ramírez desestimó la incertidumbre como una de las causas de la demora.
Según la autoridad, Argentina demanda 7,7 millones de metros cúbicos, pero no hay lugar en el ducto actual para mandar más de lo que se despacha. “¿Dónde quiere que metamos ese gas (adicional)?”, le respondió al periodista bonaerense.
Para Ramírez, las obras del gasoducto no tienen porqué retrasarse porque el desarrollo de los megacampos en el lado boliviano y el ducto tiene que hacerse en forma simultánea.
El ejecutivo nacional agregó que el gas natural estará disponible y que seis petroleras se comprometieron a desarrollar los reservorios e invertir este año 926 millones de dólares: Petrobras, Repsol, Andina, Chaco, Total y British Gas (BG).
martes, 5 de agosto de 2008
Villegas acusa a British Gas de especular
El ministro de Hidrocarburos calificó de especulación a los datos proporcionados por la empresa británica de British Gas y el experto brasileño Marcos Tavares sobre la supuesta caída de las reservas de gas natural de Bolivia de 24 a 28 trillones de pies cúbicos (TCF). En 2005, el país contaba con 48,7 TCF entre reservas probadas y probables.
“Por el momento —dijo— es pura especulación , yo no voy a entrar a la especulación de que si es más o menos, tercero o cuarto, esperemos los resultados de la certificación”. Villegas dijo que YPFB no consiguió resultados positivos en las anteriores licitaciones. Un informe de Siglo XXI incluyó, en su edición de julio, los datos de British Gas y Marcos Tavares.
“Por el momento —dijo— es pura especulación , yo no voy a entrar a la especulación de que si es más o menos, tercero o cuarto, esperemos los resultados de la certificación”. Villegas dijo que YPFB no consiguió resultados positivos en las anteriores licitaciones. Un informe de Siglo XXI incluyó, en su edición de julio, los datos de British Gas y Marcos Tavares.
martes, 20 de mayo de 2008
El Gobierno dice que Repsol y BG no invierten en campos
El Gobierno aseguró que las empresas petroleras Repsol YPF y British Gas (BG) no invierten en tres campos petroleros que pueden aumentar la producción de gas natural y crudo en Bolivia.
Los reservorios sin actividad son Huacaya, operado por Repsol YPF, y Palo Marcado e Ibibobo, de BG. Estos dos últimos se encuentran en proceso de retención (paralización). Así lo confirmaron ayer fuentes del Ejecutivo y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El domingo, el presidente de la República, Evo Morales, amenazó por sexta vez en 11 meses con recuperar los campos petroleros en los que las empresas no inviertan e instruyó a sus ministros redactar un ultimátum contra estas compañías.
La Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) aseguró, en un comunicado, que tanto como el Gobierno, las empresas están interesadas en invertir más y que cumplirán sus contratos firmados con el Estado, pero que si éste no está conforme puede recurrir a los mecanismos de resolución de controversias, entre los que están los juicios arbitrales.
“Los contratos de operación —señala la nota— son un acuerdo entre partes, en ese marco, ambas partes asumen deberes y obligaciones claramente establecidos en los mismos. Si una parte si siente perjudicada, el propio contrato define mecanismos de solución de controversia”.
Este diario consultó con Repsol YPF, donde explicaron que sus ejecutivos se encontraban en una reunión de directorio con YPFB.
En el caso de BG, estaba apagado el teléfono de la Unidad de Comunicación.
Las fuentes ratificaron que si las empresas no realizan actividades e invierten en esos reservorios, el Estado lo hará a través de Yacimientos.
Otros entrevistados aseguraron que también se estudia la posibilidad de asignarles mercados para que desarrollen los campos y empiecen a producir.
La situación del sector
Según el Ministerio de Hidrocarburos, Huacaya es un megacampo, con capacidad similar a Margarita, desde donde se envía gas natural a Argentina. Los estudios técnicos indican que una vez que empiece a producir ese reservorio, inicialmente aportará con 800 mil metros cúbicos diarios de gas natural y más de 900 barriles de condensado.
Huacaya se encuentra en el bloque Caipipendi, en la provincia Luis Calvo, al sur de Chuquisaca. Está al límite entre los municipios Huacaya y Muyupampa. Repsol invirtió 60 millones de dólares en una perforación de 4.800 metros aproximadamente. Sigue en exploración.
Expertos aseguraron que para perforar un pozo se requieren unos 30 millones de dólares.
De acuerdo con las fuentes, a la fecha Repsol no presentó un Plan de Desarrollo del Campos, documento que establece los plazos y recursos para la producción de hidrocarburos.
Por otro lado, los campos desarrollados de Palo Marcado e Ibibobo, ambos ubicados en el Bloque XX-Tarija, permanecen retenidos desde el año 2001. Los reportes oficiales señalan que el resto del bloque fue abandonado en 2003.
Según datos de Yacimientos, hasta enero de 2005 se calculó que Palo Marcado tenía reservas probabas y probables de 88,6 millones de pies cúbicos, e Ibibobo, de 17,1 millones.
El Gobierno está urgido de que se agilicen las inversiones para aumentar la oferta de gas natural y petróleo en Bolivia, pues la producción no permite cubrir la demanda con Argentina.
Según YPFB, en la actualidad envía 31,13 millones a Brasil; 6,59, para el mercado interno, y 2,04, a Argentina, cuando su compromiso con este último era de 7,7 millones este año.
El presidente de YPFB, Santos Ramírez, aclaró el fin de semana que una de las razones para que la oferta de energía sea inferior a la demanda es que entre 2000 y 2007 las petroleras no invirtieron (ver cuadro).
Las empresas admitieron en su momento que sólo inyectaron el capital suficiente para mantener sus operaciones debido a que el país vivió una época de incertidumbre política e inseguridad jurídica. Una de las razones fue la aprobación de la Ley de Hidrocarburos, en mayo de 2005.
Ramírez sostuvo el domingo que si las empresas no invierten, el Poder Ejecutivo les obligará a hacerlo.
La falta de gas le cuesta $us 3.000 millones a Argentina
La frustrada apuesta que hizo la administración kirchnerista a la provisión de gas boliviano, para atender el crecimiento de la demanda interna, promete dejar un marcado impacto en las cuentas fiscales. Así informó Clarín.
Los primeros cálculos privados que salieron a la luz indican que, por los incumplimientos de Bolivia en las entregas de gas, el Gobierno deberá afrontar hasta 2010 un costo adicional de 3.000 millones de dólares por el uso de combustibles alternativos.
Según los contratos de provisión de gas que suscribieron el ex presidente Néstor Kirchner y Evo Morales, a partir de este año Bolivia debía enviar a la Argentina 7,7 millones de metros cúbicos diarios (MMCD). Ese volumen debía incrementarse en 2009 hasta 16 MMCD, para llegar un año después a 27,7 MMDC, el nivel máximo de las compras pactadas hasta 2026.
Pero por los problemas internos y la falta de inversiones para incrementar la producción, la administración boliviana —que hoy está enviando un promedio inferior a los 3 MMCD— ya admitió que no podrá cumplir con las entregas comprometidas y que recién podrá hacerlo de forma plena a partir de 2014.
Tomando en cuenta que buena parte del gas del altiplano iba a usarse para alimentar las nuevas centrales térmicas que están por entrar en servicio, el especialista Francisco Mezadri calculó que el “sobrecosto” por reemplazar el combustible boliviano por gasoil llegará en tres años, como mínimo, a unos 3.000 millones de dólares. “Al no poder contar con el gas importado, el nuevo parque térmico de 3.500 mega wattios que se habilitará hasta 2010 deberá operar con gasoil, cuyo precio es dos veces y medio más caro”.
Surtidores de rutas se quedan sin diésel
La falta de diésel que la semana pasada se sintió en las ciudades de La Paz y El Alto también repercutió en las carreteras interprovinciales e interdepartamentales, donde los surtidores no tenían ni una gota del combustible.
Así lo confirmó la red ATB en un sondeo de opinión que llevó a cabo con los transportistas que viajaban en esas rutas.
Uno de ellos, que aseguró arribaba desde Apolo, provincia Franz Tamayo, a más de 100 kilómetros al norte de La Paz, relató que buscó el combustible en por lo menos cuatro estaciones de servicio en las poblaciones que están al paso, pero que en ninguna había. Frente a esa situación llegó hasta El Alto, donde tuvo que hacer fila.
A ello se sumaron las protestas de las amas de casa que reclamaron la provisión de falta de gas licuado de petróleo (GLP).
Los reservorios sin actividad son Huacaya, operado por Repsol YPF, y Palo Marcado e Ibibobo, de BG. Estos dos últimos se encuentran en proceso de retención (paralización). Así lo confirmaron ayer fuentes del Ejecutivo y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El domingo, el presidente de la República, Evo Morales, amenazó por sexta vez en 11 meses con recuperar los campos petroleros en los que las empresas no inviertan e instruyó a sus ministros redactar un ultimátum contra estas compañías.
La Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) aseguró, en un comunicado, que tanto como el Gobierno, las empresas están interesadas en invertir más y que cumplirán sus contratos firmados con el Estado, pero que si éste no está conforme puede recurrir a los mecanismos de resolución de controversias, entre los que están los juicios arbitrales.
“Los contratos de operación —señala la nota— son un acuerdo entre partes, en ese marco, ambas partes asumen deberes y obligaciones claramente establecidos en los mismos. Si una parte si siente perjudicada, el propio contrato define mecanismos de solución de controversia”.
Este diario consultó con Repsol YPF, donde explicaron que sus ejecutivos se encontraban en una reunión de directorio con YPFB.
En el caso de BG, estaba apagado el teléfono de la Unidad de Comunicación.
Las fuentes ratificaron que si las empresas no realizan actividades e invierten en esos reservorios, el Estado lo hará a través de Yacimientos.
Otros entrevistados aseguraron que también se estudia la posibilidad de asignarles mercados para que desarrollen los campos y empiecen a producir.
La situación del sector
Según el Ministerio de Hidrocarburos, Huacaya es un megacampo, con capacidad similar a Margarita, desde donde se envía gas natural a Argentina. Los estudios técnicos indican que una vez que empiece a producir ese reservorio, inicialmente aportará con 800 mil metros cúbicos diarios de gas natural y más de 900 barriles de condensado.
Huacaya se encuentra en el bloque Caipipendi, en la provincia Luis Calvo, al sur de Chuquisaca. Está al límite entre los municipios Huacaya y Muyupampa. Repsol invirtió 60 millones de dólares en una perforación de 4.800 metros aproximadamente. Sigue en exploración.
Expertos aseguraron que para perforar un pozo se requieren unos 30 millones de dólares.
De acuerdo con las fuentes, a la fecha Repsol no presentó un Plan de Desarrollo del Campos, documento que establece los plazos y recursos para la producción de hidrocarburos.
Por otro lado, los campos desarrollados de Palo Marcado e Ibibobo, ambos ubicados en el Bloque XX-Tarija, permanecen retenidos desde el año 2001. Los reportes oficiales señalan que el resto del bloque fue abandonado en 2003.
Según datos de Yacimientos, hasta enero de 2005 se calculó que Palo Marcado tenía reservas probabas y probables de 88,6 millones de pies cúbicos, e Ibibobo, de 17,1 millones.
El Gobierno está urgido de que se agilicen las inversiones para aumentar la oferta de gas natural y petróleo en Bolivia, pues la producción no permite cubrir la demanda con Argentina.
Según YPFB, en la actualidad envía 31,13 millones a Brasil; 6,59, para el mercado interno, y 2,04, a Argentina, cuando su compromiso con este último era de 7,7 millones este año.
El presidente de YPFB, Santos Ramírez, aclaró el fin de semana que una de las razones para que la oferta de energía sea inferior a la demanda es que entre 2000 y 2007 las petroleras no invirtieron (ver cuadro).
Las empresas admitieron en su momento que sólo inyectaron el capital suficiente para mantener sus operaciones debido a que el país vivió una época de incertidumbre política e inseguridad jurídica. Una de las razones fue la aprobación de la Ley de Hidrocarburos, en mayo de 2005.
Ramírez sostuvo el domingo que si las empresas no invierten, el Poder Ejecutivo les obligará a hacerlo.
La falta de gas le cuesta $us 3.000 millones a Argentina
La frustrada apuesta que hizo la administración kirchnerista a la provisión de gas boliviano, para atender el crecimiento de la demanda interna, promete dejar un marcado impacto en las cuentas fiscales. Así informó Clarín.
Los primeros cálculos privados que salieron a la luz indican que, por los incumplimientos de Bolivia en las entregas de gas, el Gobierno deberá afrontar hasta 2010 un costo adicional de 3.000 millones de dólares por el uso de combustibles alternativos.
Según los contratos de provisión de gas que suscribieron el ex presidente Néstor Kirchner y Evo Morales, a partir de este año Bolivia debía enviar a la Argentina 7,7 millones de metros cúbicos diarios (MMCD). Ese volumen debía incrementarse en 2009 hasta 16 MMCD, para llegar un año después a 27,7 MMDC, el nivel máximo de las compras pactadas hasta 2026.
Pero por los problemas internos y la falta de inversiones para incrementar la producción, la administración boliviana —que hoy está enviando un promedio inferior a los 3 MMCD— ya admitió que no podrá cumplir con las entregas comprometidas y que recién podrá hacerlo de forma plena a partir de 2014.
Tomando en cuenta que buena parte del gas del altiplano iba a usarse para alimentar las nuevas centrales térmicas que están por entrar en servicio, el especialista Francisco Mezadri calculó que el “sobrecosto” por reemplazar el combustible boliviano por gasoil llegará en tres años, como mínimo, a unos 3.000 millones de dólares. “Al no poder contar con el gas importado, el nuevo parque térmico de 3.500 mega wattios que se habilitará hasta 2010 deberá operar con gasoil, cuyo precio es dos veces y medio más caro”.
Surtidores de rutas se quedan sin diésel
La falta de diésel que la semana pasada se sintió en las ciudades de La Paz y El Alto también repercutió en las carreteras interprovinciales e interdepartamentales, donde los surtidores no tenían ni una gota del combustible.
Así lo confirmó la red ATB en un sondeo de opinión que llevó a cabo con los transportistas que viajaban en esas rutas.
Uno de ellos, que aseguró arribaba desde Apolo, provincia Franz Tamayo, a más de 100 kilómetros al norte de La Paz, relató que buscó el combustible en por lo menos cuatro estaciones de servicio en las poblaciones que están al paso, pero que en ninguna había. Frente a esa situación llegó hasta El Alto, donde tuvo que hacer fila.
A ello se sumaron las protestas de las amas de casa que reclamaron la provisión de falta de gas licuado de petróleo (GLP).
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