La posibilidad de eliminar las importaciones de diésel y por ende la subvención no se podrá alcanzar ni en 2025, a no ser que se construya una planta de Gas To Liquid (GTL) de gran capacidad que permita producir más líquidos a partir de petróleo sintético.
Esa es una de las principales conclusiones de un estudio realizado por el Instituto del Gas Natural (IGN) dependiente de la facultad de Química de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA).
El director de ese Instituto, Saúl Cabrera, recordó que el principal problema del país es que no hay la materia prima (petróleo) para producir diésel, crudo y condensado que no se extraen del gas por ser liviano.
Por eso es casi imposible que el país pueda dejar de depender de las importaciones, pese a que la ministra de Comunicación, Amanda Davila, anunció que en 2017 el país estará en condiciones de eliminar la subvención.
De hecho, según el estudio del IGN, si el país no hace nada, hacía 2025 la demanda del carburante pasará de 27.809 barriles por día (datos a 2013) a 41.177 barriles día. Mientras que la producción nacional disminuirá de 14.229 barriles (2013) a 2.660 barriles. Es decir que habrá un déficit de 38.517 barriles de diésel, que se deberán importar.
Además, el costo de la subvención pasaría de 676 millones de dólares en 2014 a 2.600 millones de dólares. Esto se explica porque en la actualidad el precio internacional del litro de diésel es de 9,21 dólares y en 2025 se dispararía a 12.08 dólares por el incremento de la cotización internacional del petróleo. En Bolivia el precio del carburante está congelado en 3,72 bolivianos.
Los escenarios
La investigadora del IGN, Alison Huallapara, explicó que el estudio proyecta seis escenarios para disminuir las importaciones de diésel. El primero mantiene la situación actual con las compras y sólo cambiando la matriz energética con el uso del Gas Natural Vehicular (GNV).
El segundo escenario apunta hacía una política de incremento gradual del precio del energético, que permitiría reducir algo el costo de la subvención.
Además, esto debería ir acompañado de una nivelación del precio del barril de petróleo producido en el país que está congelado en 27 dólares, mientras que en el mercado internacional está en 110 dólares.
Si esto sucede, según Cabrera, habría un incentivo para que las empresas inviertan en exploración y buscar reservas de crudo.
El tercer escenario es que se impulse una política de incremento diferenciado del precio del diésel y que sectores más pudientes paguen más y se elimine el subsidio ciego.
No se soluciona el problema, pero el Estado ahorra.
El cuarto escenario propone la instalación de una planta de GTL y una nueva refinería. Esto ya había sido proyectado por YPFB en un anterior plan de inversiones 2009-2015.
Consistía en construir una planta de GTL de 15.000 barriles de líquidos y una refinería en Patacamaya que emplearía petróleo pesado importado. Esto permitiría producir 12.750 barriles de diésel. No alcanza a cubrir la demanda y encima el costo de importar crudo es elevado.
El quinto escenario es el de combinar una planta de GTL y producir biodiésel, pero tampoco soluciona el déficit.
El sexto escenario implica la construcción de una planta de GTL de al menos 34.000 barriles día de capacidad y un incremento diferenciado del precio del diésel.
De acuerdo al estudio del IGN, de esa manera se podría producir 22.100 barriles adicionales de diésel, que permitiría atender el 60% de la demanda. Además, en la planta se extraerían otros carburantes como las naftas.
En esas condiciones las compras externas bajan.
¿Quiénes participaron del estudio?
Integrantes El estudio fue impulsado por Saúl Cabrera, director del Instituto del Gas Natural (IGN) de la UMSA, acompañado por los investigadores Alison Huallpara, Liset Justiniano, Jorge Velasco.
Integración El IGN es interfacultativo. Participan las carreras de Química con el Instituto de Investigaciones Químicas; Ingeniería Química con el Instituto de Desarrollo de Procesos Químicos; Ingeniería Petrolera con el Instituto de Investigaciones Petroleras.
IGN Fue creado en 2005, pero opera desde 2007 con fondos de cooperación sueca y desde 2012 con recursos del IDH. Tiene 8 profesores, 6 postulantes a doctorado, 11 a maestrías y 20 a licenciatura que suman 35 investigadore
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sábado, 6 de septiembre de 2014
viernes, 27 de marzo de 2009
Se inicia la perforación del pozo Palmar en el oriente
La empresa Gas To Liquid Internacional (GTLI) inició la perforación exploratoria del pozo Palmar 15, en Santa Cruz, con una inversión de siete millones de dólares.
Se prevé que Palmar 15 produzca entre seis y ocho millones de pies cúbicos de gas por día y 2.500 barriles de petróleo a diario. Los trabajos de perforación comenzaron el lunes 23 y se efectúan con el equipo 320 de la empresa San Antonio. La excavación se desarrolla en el bloque Almendro, a 40 kilómetros al sureste de la ciudad de Santa Cruz.
La empresa operadora del campo está conformada por la nacional GTL (20%), en asociación con la compañía india Jindal Steel & Power (80%).
Gas To Liquid Internacional emprende las operaciones de El Palmar mediante un contrato de gerentamiento de administración con la empresa coreana Dong Wong, que el año pasado le cedió sus derechos.
Se espera una ley del Congreso que autorice la concesión de los derechos del contrato.
El gerente general de GTLI, Luis Carlos Kinn, indicó que se prevé que la vida productiva del pozo sea de 11 años. El ejecutivo precisó que cuatro millones de dólares fueron invertidos en la exploración del campo El Palmar.
Palmar 15 tiene una profundidad de 800 metros y se anunció que en un período de 25 días llegará a 3.500 metros. La compañía estima que cuando se llegue a la profundidad proyectada, se podrá producir los volúmenes anunciados de gas y crudo.
El gas será enviado a la planta de separación de gas Palmar, para su posterior expedición a la planta de Río Grande.
Según el gerente de Operaciones de GTLI, Bernad Budin, la empresa contempla desarrollar otro pozo (Palmar 18) a un kilómetro de Palmar 15, con una inversión de $us 6,5 millones.
“Aparte de la perforación de estos dos pozos, GTLI y Jindal desarrollarán cuatro proyectos exploratorios en asociación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), donde la estatal tendrá 60 por ciento de participación”, anunció Luis Kinn.
Mientras, el cónsul de la India y representante de Jindal Steel & Power en el país, Arvind Sharma, señaló que, pese a la crisis, la empresa continúa invirtiendo. Esta compañía también explotará el yacimiento de hierro del Mutún.
“Con la crisis mundial, todos han frenado sus inversiones, pero la Jindal continúa con todo su equipo de trabajo en Bolivia. Pese a que los precios del hierro están muy bajos, han decidido continuar porque en algún momento los precios subirán igual que los del gas”, dijo. Redacción Santa Cruz
Se prevé que Palmar 15 produzca entre seis y ocho millones de pies cúbicos de gas por día y 2.500 barriles de petróleo a diario. Los trabajos de perforación comenzaron el lunes 23 y se efectúan con el equipo 320 de la empresa San Antonio. La excavación se desarrolla en el bloque Almendro, a 40 kilómetros al sureste de la ciudad de Santa Cruz.
La empresa operadora del campo está conformada por la nacional GTL (20%), en asociación con la compañía india Jindal Steel & Power (80%).
Gas To Liquid Internacional emprende las operaciones de El Palmar mediante un contrato de gerentamiento de administración con la empresa coreana Dong Wong, que el año pasado le cedió sus derechos.
Se espera una ley del Congreso que autorice la concesión de los derechos del contrato.
El gerente general de GTLI, Luis Carlos Kinn, indicó que se prevé que la vida productiva del pozo sea de 11 años. El ejecutivo precisó que cuatro millones de dólares fueron invertidos en la exploración del campo El Palmar.
Palmar 15 tiene una profundidad de 800 metros y se anunció que en un período de 25 días llegará a 3.500 metros. La compañía estima que cuando se llegue a la profundidad proyectada, se podrá producir los volúmenes anunciados de gas y crudo.
El gas será enviado a la planta de separación de gas Palmar, para su posterior expedición a la planta de Río Grande.
Según el gerente de Operaciones de GTLI, Bernad Budin, la empresa contempla desarrollar otro pozo (Palmar 18) a un kilómetro de Palmar 15, con una inversión de $us 6,5 millones.
“Aparte de la perforación de estos dos pozos, GTLI y Jindal desarrollarán cuatro proyectos exploratorios en asociación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), donde la estatal tendrá 60 por ciento de participación”, anunció Luis Kinn.
Mientras, el cónsul de la India y representante de Jindal Steel & Power en el país, Arvind Sharma, señaló que, pese a la crisis, la empresa continúa invirtiendo. Esta compañía también explotará el yacimiento de hierro del Mutún.
“Con la crisis mundial, todos han frenado sus inversiones, pero la Jindal continúa con todo su equipo de trabajo en Bolivia. Pese a que los precios del hierro están muy bajos, han decidido continuar porque en algún momento los precios subirán igual que los del gas”, dijo. Redacción Santa Cruz
miércoles, 5 de noviembre de 2008
Arranca recuperación de pozos por YPFB
Con la cesión de derechos de parte de la empresa coreana Dong Won Corporation, Sucursal Bolivia, a la recientemente conformada Gas to Liquid (GTL) Internacional, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da el primer paso en su política nacional de recuperación de los más de 1.500 pozos perforados en territorio nacional y de los cuales pretende extraer interesantes volúmenes de gas y líquidos asociados.
La mañana de ayer Santos Ramírez Valverde, en su calidad de presidente de YPFB Corporativo dio el consentimiento para que Dong Won ceda sus derechos sobre el área Palmar, en el campo del mismo nombre, a la empresa GTL Internacional.
Al mismo tiempo, YPFB firmó con GTL Internacional un convenio por el cual se conforma una nueva Sociedad Anónima Mixta (SAM), con dicha empresa de la cual la transnacional Jindal Steel & Power es accionista en un 85 por ciento.
El convenio con YPFB consiste en que la estatal boliviana tendrá el 60 por ciento de acciones en la nueva empresa SAM, con la cual comenzará, en el primer trimestre del año 2009, la explotación del mismo.
Sin explotación
Uno de los últimos informes de la Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, de abril de 2007, da cuenta que las inversiones de la empresa coreana cesaron por completo ese año, desde el cual la perforación en el pozo PMR–X 14 fue suspendida a los 4.942 metros de profundidad.
De la misma manera, en el pozo Palmar–X 16 que llegó a una profundidad de 3.783,4 metros concluyó el periodo de exploración al terminar esa fase.
El Contrato con la empresa coreana continúo para el área de explotación seleccionada para Palmar –1. De la misma manera, YPFB aprobó el descubrimiento comercial de la Formación Elvira en la misma extensión del área Palmar–1.
Intervención de Jindal
Cabe destacar que la empresa GTLI, de origen cruceño, conformó con la Jindal Steel contratos de asociación para la explotación de hidrocarburos en Bolivia, así como la potencial transformación de gas en líquidos, Gas To Liquids (GTL).
La mañana de ayer Santos Ramírez Valverde, en su calidad de presidente de YPFB Corporativo dio el consentimiento para que Dong Won ceda sus derechos sobre el área Palmar, en el campo del mismo nombre, a la empresa GTL Internacional.
Al mismo tiempo, YPFB firmó con GTL Internacional un convenio por el cual se conforma una nueva Sociedad Anónima Mixta (SAM), con dicha empresa de la cual la transnacional Jindal Steel & Power es accionista en un 85 por ciento.
El convenio con YPFB consiste en que la estatal boliviana tendrá el 60 por ciento de acciones en la nueva empresa SAM, con la cual comenzará, en el primer trimestre del año 2009, la explotación del mismo.
Sin explotación
Uno de los últimos informes de la Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, de abril de 2007, da cuenta que las inversiones de la empresa coreana cesaron por completo ese año, desde el cual la perforación en el pozo PMR–X 14 fue suspendida a los 4.942 metros de profundidad.
De la misma manera, en el pozo Palmar–X 16 que llegó a una profundidad de 3.783,4 metros concluyó el periodo de exploración al terminar esa fase.
El Contrato con la empresa coreana continúo para el área de explotación seleccionada para Palmar –1. De la misma manera, YPFB aprobó el descubrimiento comercial de la Formación Elvira en la misma extensión del área Palmar–1.
Intervención de Jindal
Cabe destacar que la empresa GTLI, de origen cruceño, conformó con la Jindal Steel contratos de asociación para la explotación de hidrocarburos en Bolivia, así como la potencial transformación de gas en líquidos, Gas To Liquids (GTL).
En meses pasados, ambas empresas se adjudicaron en el Perú estudios para la conversión de gas natural a GTL, los cuales están en fase de estudio.
En la firma realizada ayer, estuvo como representante de la empresa GTL Internacional el señor Armin Sharma, representante oficial de la empresa Jindal Steel Bolivia. Se prevé que la exploración y explotación de El Palmar sea con destino a los 8 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) que requerirá la empresa instalada en El Mutún.
domingo, 27 de enero de 2008
Hidrocarburos. Retoman exploración para atender demanda
La empresa estatal YPFB y las petroleras Pluspetrol, Tecpetrol y GTL Bolivia comenzaron a trazar el camino de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en zonas tradicionales y no tradicionales del territorio nacional, con ello inicia el verdadero proceso de reactivación de la industria. El objetivo apunta a acelerar el hallazgo de más gas natural y petróleo hasta diciembre de este año, lo cual permitirá cubrir los requerimientos de los mercados externos, principalmente de Argentina. A ello se añade que YPFB alista sellar, en marzo, un convenio de estudio con Petrobras Bolivia para explorar las áreas reservadas en los bloques Carohuaicho, Astillero y Cedro, señalaron fuentes de YPFB y de la industria hidrocarburífera.
Tras la firma de los convenios de estudio efectuados a principios de este año con las diferentes compañías para la exploración de áreas reservadas a favor de YPFB, las petroleras están movilizando sus equipos, toda vez que los costos derivados de la ejecución de los acuerdos son asumidos, en su totalidad, por los privados y el plazo corre hasta diciembre.
Una de las primeras compañías en desplazar equipos y contratar personal fue GTL Internacional, a través de su filial GTL Bolivia, que acelera trabajos de explotación en los bloques Cupecito (provincia Cordillera, del departamento de Santa Cruz); Almendro (entre las provincias Andrés Ibáñez, Cordillera, y Chiquitos, del departamento de Santa Cruz); Itacaray (provincias chuquisaqueñas de Luis Calvo y Hernando Siles) y Río Beni, ubicado en los departamentos de La Paz, Beni y Pando (provincias, Iturralde, Vaca Díez y Madre de Dios).
"Dado el bajo nivel de riesgo de los bloques mencionados en el departamento de Santa Cruz, y que van a poca profundidad (2000-2500 m), además que están ubicados muy cerca de los caminos y de los ductos existentes, su logística y su costo es muy barato, en comparación con los pozos de las grandes empresas: 4 millones por pozo comparado a 40 millones de dólares; 2 meses de perforación contra un año. Sin embargo, tienen bastante menos producción, no obstante es rentable bajo las actuales condiciones. Si se encuentra gas y petróleo en estos pozos ‘someros’ de la región, rápidamente se los puede conectar con los ductos de exportación y así poder paliar, en parte, el déficit de gas que por el momento se prevé para los contratos a Cuiabá y a Argentina. También es importante que, de descubrirse hidrocarburos en estos bloques, ello potencie otras áreas en el oriente y así permitir la opción de más ingresos futuros por regalías e IDH al departamento", señaló una fuente de GTL.
Por su lado, la petrolera Pluspetrol, que tiene a su cargo el bloque Huacareta, zona no tradicional, ubicado en los departamentos de Chuquisaca y Tarija en las provincias Hernando Siles, Sud Cinti y O’Connor, también inició la fase de información y agiliza los trabajos.
Mientras, Tecpetrol que trabajará en el bloque San Telmo, que comprende las provincias O’Connor, Arce y Gran Chaco del departamento de Tarija, alista la movilización de equipos y personal a esas áreas.
Según el presidente de YPFB, Guillermo Aruquipa, los cinco bloques deben someterse a estudios geológicos de los prospectos exploratorios. Precisamente, el acuerdo marco sobre estas áreas señala que las empresas deben presentar un informe final sobre el desarrollo del convenio de estudio, que debe contener de manera enunciativa y no limitativa informes geológicos; determinación del potencial hidrocarburífero de los prospectos; el programa de las actividades exploratorias e inversiones; el plan inicial preliminar de la futura explotación del proyecto e inversiones; evaluación del proyecto y análisis de riesgo; un pronóstico de producción con los flujos de caja esperados; mapas geológicos, estructurales, análisis estratigráficos, capacidad productiva de los potenciales reservorios y sus características y la propuesta de delimitación de área.
Fuentes del Ministerio de Hidrocarburos señalaron que en el caso de suscribirse el Contrato de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas, en el marco de la asociación estratégica, las partes deben convenir que YPFB tendrá una participación no menor al 51% en el mencionado contrato; dentro de este contexto, los derechos y obligaciones de las partes serán proporcionales a su participación y serán definidos en el documento de constitución del SAM.
Por otra parte, YPFB anunció que en marzo suscribirá un nuevo convenio de estudio con Petrobras Bolivia, para que realice trabajos de exploración en los bloques Carohuaicho, Astillero y Cedro.
Los analistas consideran que la celeridad en estos trabajos ayudará a garantizar la provisión del energético a los mercados brasileño y argentino.
Las empresas
- Pluspetrol Bolivia Corporation SA inició sus operaciones en Bolivia en octubre de 1990 en el área Bermejo, donde instaló una planta de tratamiento de gas con capacidad de 50 MMpcd y construyó un gasoducto de 12" diámetro y 28 Km. de longitud para exportar gas a Argentina de los yacimientos profundos de Campo Bermejo. Las tareas incluyeron trabajos de geología de superficie, registro e interpretación de sísmica 2D y la perforación de 2 pozos exploratorios. El pozo Volcán-X1, con objetivos someros en las formaciones Tarija - Tupambi y el pozo Tigre-X1001, con objetivos profundos en las formaciones Huamampampa y Santa Rosa. En 1997 se adjudicó, con una participación del 100%, 6 bloques exploratorios: Yacuiba, O'Connor, Entre Ríos, Río Seco, Arenales y San Isidro. Posteriormente, en 1998 se adjudicó los bloques Colibrí y Parapetí. Finalmente, durante 1999 se adjudicó el Bloque Candua abarcando los 9 bloques una extensión mayor a 2 millones de hectáreas y comprometiendo una inversión de $us 208 millones.
- Tecpetrol es una empresa de exploración y producción de petróleo y gas, y transporte y distribución de gas y electricidad. Trabaja desde la década de los 80 en Argentina. Con una capacidad de producción anual de 31,7 millones de barriles de petróleo equivalente por año, fue creciendo en Latinoamérica. Posee operaciones en Ecuador, Venezuela, Bolivia, Perú y México.
Petrobras y Petrochina en ascenso
Petrobras ascendió del 11º al 6º lugar en el ranking de la empresa consultora PFC Energy 50, que clasificó las mayores empresas de petróleo del mundo en base a los valores de mercado registrados a fines de 2007. El estudio fue divulgado por el Financial Times. El periódico destacó a Petrobras y Petrochina, que en 2007 dieron un salto en el ranking. Petrobras figura por delante de corporaciones como BP y Total.
"Petrobras, la empresa brasileña que ha conseguido dos grandes hallazgos propios en los últimos meses, ascendió de la 11ª para la 6ª posición, y el precio de sus acciones registró un alza del 93%. De este modo reemplaza a Total, que descendió hasta la octava posición y registró un alza de apenas el 4% en el precio de sus acciones", publicó el Financial Times.
De acuerdo con PFC Energy, el ranking refleja el crecimiento de las empresas de petróleo vinculadas al Estado, por ejemplo Petrobras y Petrochina, puesto que estas corporaciones, por lo general, tienen más acceso a las reservas mundiales de petróleo.
PFC Energy es una consultora de energía que suministra servicios a empresas y gobiernos alrededor del mundo desde hace más de veinte años. Publica anualmente el ranking de las 50 mayores compañías de energía con acciones en bolsa y tiene como principal criterio el rendimiento de las empresas en el mercado de capitales.
Dan licencia ambiental para el GCC
La transportadora de hidrocarburos-Transredes-busca asegurar la capacidad de transporte de gas, dando prioridad al mercado interno. Para ello, el presidente de la compañía, Ernesto Blanco, anunció que en los próximos días comenzará la construcción física del tramo 3 del gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC), toda vez que el viernes pasado obtuvo la licencia ambiental para iniciar la movilización de equipos a la zona del proyecto.
El gasoducto se iniciará en la zona productora de hidrocarburos de Bulo Bulo en Cochabamba, atravesará el llamado trópico cochabambino y terminará en la ciudad capital.
Posteriormente entre febrero y marzo de 2008, la transportadora tiene previsto iniciar las movilizaciones y trabajos en los tramos 1 y 2 del gasoducto.
“Hemos recibido la licencia ambiental, ahora se viene el acuerdo marco, luego se deben rubricar los contratos de transporte con YPFB y los acuerdos de financiamiento con la Corporación Andina de Fomento, tendremos los desembolsos y los contratistas serán movilizados para el inicio de obras”, agregó el ejecutivo.
Este proyecto es la solución estructural de incremento de capacidad de transporte de gas para las ciudades de La Paz, El Alto, Oruro, Cochabamba, Sucre y Potosí. El trópico de Cochabamba se beneficiará con el uso domiciliario, comercial, industrial y vehicular del gas natural.
Asimismo, Blanco dijo que con el gasoducto se beneficiará a los usuarios domiciliarios, pequeños comercios y a la industria nacional.
Es un primer paso positivo
Yussef Akly / Vocero Cámara Hidrocarburos
Todas las inversiones que permitan incrementar la oferta de gas natural o petróleo son positivas. Bolivia requiere de grandes volúmenes para satisfacer los compromisos asumidos. En el caso del gas natural, el país en un periodo de menos de cinco años, debe duplicar su producción. En el caso de líquidos, necesitamos incrementar volúmenes para satisfacer la demanda de diésel y GLP, especialmente con el objetivo de minimizar la volatilidad de los precios internacionales.
En ese contexto, el estudio de nuevas áreas hidrocarburíferas vislumbra la posibilidad de buscar nuevas reservas. Uno de los aspectos fundamentales en el negocio es contar con nuevas reservas si se plantea mantener el negocio en el largo plazo, por lo que en estos últimos años hemos venido insistiendo en nuevas inversiones en exploración y los Convenios de Estudio, que se empezaron a firmar este año, son bajo las nuevas normas el único camino para desarrollar estudios y prospección de nuevas áreas en el país, lo que, de visualizarse un potencial, posibilitará conformar sociedades mixtas con YPFB para actividades de exploración y explotación. Por el momento, los grandes volúmenes de gas natural deben venir de los grandes yacimientos del sur, que es donde se debe trabajar técnica y comercialmente para acelerar la explotación de los mismos, pero para poder proyectar un negocio sostenible en el tiempo toma especial relevancia el desarrollo de estos Convenios de Estudio, que si bien entendemos son un primer paso positivo, la exploración toma varios años, lo relevante era poder retomar estos trabajos, venidos a menos los últimos cuatro años, y proyectar de que los mismos puedan servir para apuntalar los cambios necesarios en la atracción de capitales de riesgo, tan importantes en la fase exploratoria, bajo parámetros económicos que garanticen la inversión. Todo esfuerzo adicional para aumentar la oferta es positivo, necesitamos aumentar nuestra producción y buscar nuevas reservas, esto posibilitará traer una serie de inversiones que permitan movilizar la industria y en particular los servicios petroleros.
Tras la firma de los convenios de estudio efectuados a principios de este año con las diferentes compañías para la exploración de áreas reservadas a favor de YPFB, las petroleras están movilizando sus equipos, toda vez que los costos derivados de la ejecución de los acuerdos son asumidos, en su totalidad, por los privados y el plazo corre hasta diciembre.
Una de las primeras compañías en desplazar equipos y contratar personal fue GTL Internacional, a través de su filial GTL Bolivia, que acelera trabajos de explotación en los bloques Cupecito (provincia Cordillera, del departamento de Santa Cruz); Almendro (entre las provincias Andrés Ibáñez, Cordillera, y Chiquitos, del departamento de Santa Cruz); Itacaray (provincias chuquisaqueñas de Luis Calvo y Hernando Siles) y Río Beni, ubicado en los departamentos de La Paz, Beni y Pando (provincias, Iturralde, Vaca Díez y Madre de Dios).
"Dado el bajo nivel de riesgo de los bloques mencionados en el departamento de Santa Cruz, y que van a poca profundidad (2000-2500 m), además que están ubicados muy cerca de los caminos y de los ductos existentes, su logística y su costo es muy barato, en comparación con los pozos de las grandes empresas: 4 millones por pozo comparado a 40 millones de dólares; 2 meses de perforación contra un año. Sin embargo, tienen bastante menos producción, no obstante es rentable bajo las actuales condiciones. Si se encuentra gas y petróleo en estos pozos ‘someros’ de la región, rápidamente se los puede conectar con los ductos de exportación y así poder paliar, en parte, el déficit de gas que por el momento se prevé para los contratos a Cuiabá y a Argentina. También es importante que, de descubrirse hidrocarburos en estos bloques, ello potencie otras áreas en el oriente y así permitir la opción de más ingresos futuros por regalías e IDH al departamento", señaló una fuente de GTL.
Por su lado, la petrolera Pluspetrol, que tiene a su cargo el bloque Huacareta, zona no tradicional, ubicado en los departamentos de Chuquisaca y Tarija en las provincias Hernando Siles, Sud Cinti y O’Connor, también inició la fase de información y agiliza los trabajos.
Mientras, Tecpetrol que trabajará en el bloque San Telmo, que comprende las provincias O’Connor, Arce y Gran Chaco del departamento de Tarija, alista la movilización de equipos y personal a esas áreas.
Según el presidente de YPFB, Guillermo Aruquipa, los cinco bloques deben someterse a estudios geológicos de los prospectos exploratorios. Precisamente, el acuerdo marco sobre estas áreas señala que las empresas deben presentar un informe final sobre el desarrollo del convenio de estudio, que debe contener de manera enunciativa y no limitativa informes geológicos; determinación del potencial hidrocarburífero de los prospectos; el programa de las actividades exploratorias e inversiones; el plan inicial preliminar de la futura explotación del proyecto e inversiones; evaluación del proyecto y análisis de riesgo; un pronóstico de producción con los flujos de caja esperados; mapas geológicos, estructurales, análisis estratigráficos, capacidad productiva de los potenciales reservorios y sus características y la propuesta de delimitación de área.
Fuentes del Ministerio de Hidrocarburos señalaron que en el caso de suscribirse el Contrato de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas, en el marco de la asociación estratégica, las partes deben convenir que YPFB tendrá una participación no menor al 51% en el mencionado contrato; dentro de este contexto, los derechos y obligaciones de las partes serán proporcionales a su participación y serán definidos en el documento de constitución del SAM.
Por otra parte, YPFB anunció que en marzo suscribirá un nuevo convenio de estudio con Petrobras Bolivia, para que realice trabajos de exploración en los bloques Carohuaicho, Astillero y Cedro.
Los analistas consideran que la celeridad en estos trabajos ayudará a garantizar la provisión del energético a los mercados brasileño y argentino.
Las empresas
- Pluspetrol Bolivia Corporation SA inició sus operaciones en Bolivia en octubre de 1990 en el área Bermejo, donde instaló una planta de tratamiento de gas con capacidad de 50 MMpcd y construyó un gasoducto de 12" diámetro y 28 Km. de longitud para exportar gas a Argentina de los yacimientos profundos de Campo Bermejo. Las tareas incluyeron trabajos de geología de superficie, registro e interpretación de sísmica 2D y la perforación de 2 pozos exploratorios. El pozo Volcán-X1, con objetivos someros en las formaciones Tarija - Tupambi y el pozo Tigre-X1001, con objetivos profundos en las formaciones Huamampampa y Santa Rosa. En 1997 se adjudicó, con una participación del 100%, 6 bloques exploratorios: Yacuiba, O'Connor, Entre Ríos, Río Seco, Arenales y San Isidro. Posteriormente, en 1998 se adjudicó los bloques Colibrí y Parapetí. Finalmente, durante 1999 se adjudicó el Bloque Candua abarcando los 9 bloques una extensión mayor a 2 millones de hectáreas y comprometiendo una inversión de $us 208 millones.
- Tecpetrol es una empresa de exploración y producción de petróleo y gas, y transporte y distribución de gas y electricidad. Trabaja desde la década de los 80 en Argentina. Con una capacidad de producción anual de 31,7 millones de barriles de petróleo equivalente por año, fue creciendo en Latinoamérica. Posee operaciones en Ecuador, Venezuela, Bolivia, Perú y México.
Petrobras y Petrochina en ascenso
Petrobras ascendió del 11º al 6º lugar en el ranking de la empresa consultora PFC Energy 50, que clasificó las mayores empresas de petróleo del mundo en base a los valores de mercado registrados a fines de 2007. El estudio fue divulgado por el Financial Times. El periódico destacó a Petrobras y Petrochina, que en 2007 dieron un salto en el ranking. Petrobras figura por delante de corporaciones como BP y Total.
"Petrobras, la empresa brasileña que ha conseguido dos grandes hallazgos propios en los últimos meses, ascendió de la 11ª para la 6ª posición, y el precio de sus acciones registró un alza del 93%. De este modo reemplaza a Total, que descendió hasta la octava posición y registró un alza de apenas el 4% en el precio de sus acciones", publicó el Financial Times.
De acuerdo con PFC Energy, el ranking refleja el crecimiento de las empresas de petróleo vinculadas al Estado, por ejemplo Petrobras y Petrochina, puesto que estas corporaciones, por lo general, tienen más acceso a las reservas mundiales de petróleo.
PFC Energy es una consultora de energía que suministra servicios a empresas y gobiernos alrededor del mundo desde hace más de veinte años. Publica anualmente el ranking de las 50 mayores compañías de energía con acciones en bolsa y tiene como principal criterio el rendimiento de las empresas en el mercado de capitales.
Dan licencia ambiental para el GCC
La transportadora de hidrocarburos-Transredes-busca asegurar la capacidad de transporte de gas, dando prioridad al mercado interno. Para ello, el presidente de la compañía, Ernesto Blanco, anunció que en los próximos días comenzará la construcción física del tramo 3 del gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC), toda vez que el viernes pasado obtuvo la licencia ambiental para iniciar la movilización de equipos a la zona del proyecto.
El gasoducto se iniciará en la zona productora de hidrocarburos de Bulo Bulo en Cochabamba, atravesará el llamado trópico cochabambino y terminará en la ciudad capital.
Posteriormente entre febrero y marzo de 2008, la transportadora tiene previsto iniciar las movilizaciones y trabajos en los tramos 1 y 2 del gasoducto.
“Hemos recibido la licencia ambiental, ahora se viene el acuerdo marco, luego se deben rubricar los contratos de transporte con YPFB y los acuerdos de financiamiento con la Corporación Andina de Fomento, tendremos los desembolsos y los contratistas serán movilizados para el inicio de obras”, agregó el ejecutivo.
Este proyecto es la solución estructural de incremento de capacidad de transporte de gas para las ciudades de La Paz, El Alto, Oruro, Cochabamba, Sucre y Potosí. El trópico de Cochabamba se beneficiará con el uso domiciliario, comercial, industrial y vehicular del gas natural.
Asimismo, Blanco dijo que con el gasoducto se beneficiará a los usuarios domiciliarios, pequeños comercios y a la industria nacional.
Es un primer paso positivo
Yussef Akly / Vocero Cámara Hidrocarburos
Todas las inversiones que permitan incrementar la oferta de gas natural o petróleo son positivas. Bolivia requiere de grandes volúmenes para satisfacer los compromisos asumidos. En el caso del gas natural, el país en un periodo de menos de cinco años, debe duplicar su producción. En el caso de líquidos, necesitamos incrementar volúmenes para satisfacer la demanda de diésel y GLP, especialmente con el objetivo de minimizar la volatilidad de los precios internacionales.
En ese contexto, el estudio de nuevas áreas hidrocarburíferas vislumbra la posibilidad de buscar nuevas reservas. Uno de los aspectos fundamentales en el negocio es contar con nuevas reservas si se plantea mantener el negocio en el largo plazo, por lo que en estos últimos años hemos venido insistiendo en nuevas inversiones en exploración y los Convenios de Estudio, que se empezaron a firmar este año, son bajo las nuevas normas el único camino para desarrollar estudios y prospección de nuevas áreas en el país, lo que, de visualizarse un potencial, posibilitará conformar sociedades mixtas con YPFB para actividades de exploración y explotación. Por el momento, los grandes volúmenes de gas natural deben venir de los grandes yacimientos del sur, que es donde se debe trabajar técnica y comercialmente para acelerar la explotación de los mismos, pero para poder proyectar un negocio sostenible en el tiempo toma especial relevancia el desarrollo de estos Convenios de Estudio, que si bien entendemos son un primer paso positivo, la exploración toma varios años, lo relevante era poder retomar estos trabajos, venidos a menos los últimos cuatro años, y proyectar de que los mismos puedan servir para apuntalar los cambios necesarios en la atracción de capitales de riesgo, tan importantes en la fase exploratoria, bajo parámetros económicos que garanticen la inversión. Todo esfuerzo adicional para aumentar la oferta es positivo, necesitamos aumentar nuestra producción y buscar nuevas reservas, esto posibilitará traer una serie de inversiones que permitan movilizar la industria y en particular los servicios petroleros.
viernes, 18 de enero de 2008
YPFB firma acuerdos con tres petroleras
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) rubricará hoy acuerdos de exploración de zonas petroleras que están bajo su control con las empresas Pluspetrol, Tecpetrol y GTL Bolivia en un encuentro que se realiza hoy en el Palacio de Gobierno.
Así confirmaron fuentes del sector petrolero, vinculadas al Ejecutivo. Yacimientos se encuentra en un proceso de retorno al área de operaciones por lo que impulsa las búsqueda de nuevos reservorios de petróleo y gas. Actualmente cuenta con 32 campos asignados para la explotación hidrocarburífera en todo el país. Debido a sus compromisos de suministro con países vecinos como Brasil y Argentina debe incrementar su producción de gas antes del 2009.
Así confirmaron fuentes del sector petrolero, vinculadas al Ejecutivo. Yacimientos se encuentra en un proceso de retorno al área de operaciones por lo que impulsa las búsqueda de nuevos reservorios de petróleo y gas. Actualmente cuenta con 32 campos asignados para la explotación hidrocarburífera en todo el país. Debido a sus compromisos de suministro con países vecinos como Brasil y Argentina debe incrementar su producción de gas antes del 2009.
viernes, 11 de enero de 2008
GTL anuncia más reservas gasíferas en El Palmar
La estatal petrolera YPFB y la empresa GTL Internacional están decididas a invertir más de $us 12 millones para desarrollar algunos campos marginales en el departamento. El primer plan comenzó a cobrar forma con la readecuación del bloque Almendro, más propiamente en el campo El Palmar, situado a 40 kilómetros de la capital cruceña. En el lugar trabaja un equipo técnico con el objetivo de reactivar tres pozos en una franja que comprende a los municipios de La Guardia, Cotoca y Abapó.
EL DEBER recorrió una parte del bloque y pudo constatar que los trabajos avanzan a todo ritmo con el objetivo de poner en marcha en el corto plazo el campo El Palmar. El supervisor de la planta, Óscar Valderrama, exteriorizó su satisfacción por la reactivación del campo, ya que después de tres años volverá a operar.
La planta, situada a 40 kilómetros de la capital cruceña, jurisdicción de La Guardia, es considerada como pequeño potencial gasífero de Santa Cruz toda vez que en el bloque hay indicios de significativas reservas, por lo cual en un mes se comenzará la exploración y posteriormente ejecutarán la perforación y la producción.
El bloque Almendro es de propiedad de YPFB y comenzó a ser desarrollado por GTL Internacional. El campo está compuesto desde el pozo III hasta el pozo XI, sin embargo abarca una extensa zona de Cotoca y también de Abapó, áreas en la que se prevé perforar al menos unos siete u ocho pozos y que alimentarán al campo Almendro. En la actualidad se hacen trabajos de adecuación y mantenimiento y en próximos días se hará sísmica.
En el recorrido se evidenció por ejemplo que también se efectúan trabajos en el pozo XVI, que presenta presiones correctas y que lo avalan como potencial reservorio. "De este pozo se estima una producción de 2 a 4 millones de pies cúbicos/día de gas y condensado unos 200 o 300 barriles/día. En este momento se está quitando el agua para que en febrero ya pueda producir y en septiembre se lo comercialice", acotó el funcionario de GTL.
Al respecto, el representante de GTL Bolivia, Carlos Kinn, informó de que se delimitaron los bloques Almendro y Cupesito, y los propuso a YPFB para que ésta se los adjudique y juntos conformen una sociedad anónima mixta para su exploración y explotación conjunta. Cada pozo requiere una inversión de $us 4 millones.
Otro bloque que también se incluyó es el bloque Río Beni, picado en el norte del país, en el lugar donde se unen Pando, Beni y La Paz.
La puesta en marcha de los trabajos alegró al presidente de YPFB, Guillermo Aruquipa, que adelantó que en los próximos días se tiene previsto firmar otros tres contratos con nuevas empresas para acelerar las inversiones en campos marginales. El ejecutivo no reveló los nombres.
Por otro lado, ayer la prensa argentina expresó su preocupación por la crisis energética por la que atraviesa ese país, pues considera que puede agravarse más ya que Bolivia confirmó que este invierno no estará en condiciones de cumplir con los envíos de gas comprometidos y Brasil afronta su propia crisis de generación de energía eléctrica.
Villegas declaró que este invierno sólo podrán cumplir con un tercio del gas comprometido con Argentina; en lugar de los 7,7 MMcd contratados para este año, sólo llegarán entre 2,7 y 4,6 MMcd.
Oddone, nuevo titular en filial de Argentina
La estatal brasileña Petrobras informó ayer de que el director internacional del Cono Sur, Décio Oddone, fue designado como presidente de la empresa petrolera en Argentina (Pesa) a partir del 1 de febrero subsituyendo a Carlos Fontes.
El ejecutivo trabajó en Angola, Libia y Bolivia y tuvo una destacada carrera.
En otro orden de cosas, Brasil está preocupado con la posibilidad de que falte energía este año debido a la sequía, aunque el Gobierno descartó que pueda haber un racionamiento como el aplicado en 2001. La alerta se encendió por el bajo nivel de las represas brasileñas ante la falta de lluvias. Los especialistas temen que éstas no alcancen el nivel necesario a pesar de que las lluvias podrían extenderse hasta abril. El ministro de Energía, Nelson Hubner, aseguró que "está descartado un apagón eléctrico en 2008 y 2009", después de que el día anterior el director de la estatal Agencia Nacional de Energía Elétrica (Aneel), Jerson Kelman, afirmara que no sería imposible el racionamiento de energía antes de fin de año. Otro asunto que aflige son las termoeléctricas, que dependen en parte del gas natural que llega de Bolivia.
CAF da $us 100 millones a Transredes
La Corporación Andina de Fomento (CAF) informó ayer de que aprobó un préstamo a largo plazo por $us 100 millones a Transredes, con el fin de financiar parcialmente el plan de inversiones de dicha empresa para los años 2008-2009, el cual se estima en $us 225 millones y cuyo principal componente es el proyecto Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC), con un costo estimado de $us 117 millones.
Esta operación apunta a reducir los desequilibrios entre oferta y demanda de gas en el occidente, y fortalecer el sistema de transporte en su conjunto en términos de capacidad, confiabilidad y seguridad, colocando a la empresa en una mejor posición para captar el crecimiento del mercado doméstico y de exportación.
El gasoducto Carrasco-Cochabamba, una pieza medular en cumplimiento de los objetivos del plan de inversión para 2008-2009, tendrá una longitud estimada total de 250 kilómetros, y partirá de Carrasco, al noroeste de Santa Cruz, hasta Cochabamba, fortaleciendo la función del gasoducto al altiplano al aportar mayor capacidad de transporte al occidente y conectar los pozos de producción ubicados en el centro del país (Carrasco y Yacapaní) con Cochabamba, Oruro y La Paz, liberando así de manera eficiente la producción de gas de la zona. Todo ello proporcionará mayor flexibilidad y sostenibilidad a la red de este servicio y permitirá incrementar los volúmenes de exportación.
EL DEBER recorrió una parte del bloque y pudo constatar que los trabajos avanzan a todo ritmo con el objetivo de poner en marcha en el corto plazo el campo El Palmar. El supervisor de la planta, Óscar Valderrama, exteriorizó su satisfacción por la reactivación del campo, ya que después de tres años volverá a operar.
La planta, situada a 40 kilómetros de la capital cruceña, jurisdicción de La Guardia, es considerada como pequeño potencial gasífero de Santa Cruz toda vez que en el bloque hay indicios de significativas reservas, por lo cual en un mes se comenzará la exploración y posteriormente ejecutarán la perforación y la producción.
El bloque Almendro es de propiedad de YPFB y comenzó a ser desarrollado por GTL Internacional. El campo está compuesto desde el pozo III hasta el pozo XI, sin embargo abarca una extensa zona de Cotoca y también de Abapó, áreas en la que se prevé perforar al menos unos siete u ocho pozos y que alimentarán al campo Almendro. En la actualidad se hacen trabajos de adecuación y mantenimiento y en próximos días se hará sísmica.
En el recorrido se evidenció por ejemplo que también se efectúan trabajos en el pozo XVI, que presenta presiones correctas y que lo avalan como potencial reservorio. "De este pozo se estima una producción de 2 a 4 millones de pies cúbicos/día de gas y condensado unos 200 o 300 barriles/día. En este momento se está quitando el agua para que en febrero ya pueda producir y en septiembre se lo comercialice", acotó el funcionario de GTL.
Al respecto, el representante de GTL Bolivia, Carlos Kinn, informó de que se delimitaron los bloques Almendro y Cupesito, y los propuso a YPFB para que ésta se los adjudique y juntos conformen una sociedad anónima mixta para su exploración y explotación conjunta. Cada pozo requiere una inversión de $us 4 millones.
Otro bloque que también se incluyó es el bloque Río Beni, picado en el norte del país, en el lugar donde se unen Pando, Beni y La Paz.
La puesta en marcha de los trabajos alegró al presidente de YPFB, Guillermo Aruquipa, que adelantó que en los próximos días se tiene previsto firmar otros tres contratos con nuevas empresas para acelerar las inversiones en campos marginales. El ejecutivo no reveló los nombres.
Por otro lado, ayer la prensa argentina expresó su preocupación por la crisis energética por la que atraviesa ese país, pues considera que puede agravarse más ya que Bolivia confirmó que este invierno no estará en condiciones de cumplir con los envíos de gas comprometidos y Brasil afronta su propia crisis de generación de energía eléctrica.
Villegas declaró que este invierno sólo podrán cumplir con un tercio del gas comprometido con Argentina; en lugar de los 7,7 MMcd contratados para este año, sólo llegarán entre 2,7 y 4,6 MMcd.
Oddone, nuevo titular en filial de Argentina
La estatal brasileña Petrobras informó ayer de que el director internacional del Cono Sur, Décio Oddone, fue designado como presidente de la empresa petrolera en Argentina (Pesa) a partir del 1 de febrero subsituyendo a Carlos Fontes.
El ejecutivo trabajó en Angola, Libia y Bolivia y tuvo una destacada carrera.
En otro orden de cosas, Brasil está preocupado con la posibilidad de que falte energía este año debido a la sequía, aunque el Gobierno descartó que pueda haber un racionamiento como el aplicado en 2001. La alerta se encendió por el bajo nivel de las represas brasileñas ante la falta de lluvias. Los especialistas temen que éstas no alcancen el nivel necesario a pesar de que las lluvias podrían extenderse hasta abril. El ministro de Energía, Nelson Hubner, aseguró que "está descartado un apagón eléctrico en 2008 y 2009", después de que el día anterior el director de la estatal Agencia Nacional de Energía Elétrica (Aneel), Jerson Kelman, afirmara que no sería imposible el racionamiento de energía antes de fin de año. Otro asunto que aflige son las termoeléctricas, que dependen en parte del gas natural que llega de Bolivia.
CAF da $us 100 millones a Transredes
La Corporación Andina de Fomento (CAF) informó ayer de que aprobó un préstamo a largo plazo por $us 100 millones a Transredes, con el fin de financiar parcialmente el plan de inversiones de dicha empresa para los años 2008-2009, el cual se estima en $us 225 millones y cuyo principal componente es el proyecto Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC), con un costo estimado de $us 117 millones.
Esta operación apunta a reducir los desequilibrios entre oferta y demanda de gas en el occidente, y fortalecer el sistema de transporte en su conjunto en términos de capacidad, confiabilidad y seguridad, colocando a la empresa en una mejor posición para captar el crecimiento del mercado doméstico y de exportación.
El gasoducto Carrasco-Cochabamba, una pieza medular en cumplimiento de los objetivos del plan de inversión para 2008-2009, tendrá una longitud estimada total de 250 kilómetros, y partirá de Carrasco, al noroeste de Santa Cruz, hasta Cochabamba, fortaleciendo la función del gasoducto al altiplano al aportar mayor capacidad de transporte al occidente y conectar los pozos de producción ubicados en el centro del país (Carrasco y Yacapaní) con Cochabamba, Oruro y La Paz, liberando así de manera eficiente la producción de gas de la zona. Todo ello proporcionará mayor flexibilidad y sostenibilidad a la red de este servicio y permitirá incrementar los volúmenes de exportación.
jueves, 10 de enero de 2008
Gas: YPFB y GTL sellan acuerdo para reactivar pozos en la región
Mientras los presidentes de Bolivia, Argentina y Brasil buscan concretar un fórmula para la distribución equitativa del gas natural boliviano que permita evitar restricciones durante el próximo invierno, el directorio de YPFB selló un convenio de estudio con la empresa GTL Internacional, para reactivar el hallazgo de más reservas en dos áreas hidrocarburíferas marginales en el departamento de Santa Cruz. Las proyecciones son alentadoras, puesto que la firma ya comenzó trabajos y emitirá un informe la próxima semana.
El director de YPFB, Fernando Vincenti anunció que la empresa inició trabajos de exploración en la zona sur de Santa Cruz, entre Pailón y Cotoca; zona de Campanero, en la cual hay tres pozos, y otro bloque en Abapó, que se estima puedan producir los volúmenes necesarios como para potenciar la venta al mercado argentino en 2009.
"Se están haciendo los estudios correspondientes, pero aún no podemos adelantar los volúmenes que pueden encontrarse. Sin embargo, estimamos que pueden llegar a abastecer los cupos que necesita el vecino país. Los volúmenes serán determinados por la perforación de los pozos someros (de poca profundidad) que están entre 1.000 y 1.200 metros”, sintetizó.
Al respecto, el representante de la empresa GTL Internacional filial Bolivia y a su vez analista energético, Carlos Kinn, en contacto telefónico con EL DEBER se limitó a señalar que se desarrollan trabajos en ambas áreas para ver si pueden recuperar esos pozos marginales. Precisamente ayer sostuvo una reunión con el presidente de YPFB para definir el tema.
Por su lado, el titular de la estatal petrolera, Guillermo Aruquipa, confirmó anoche que oficializará la firma de una sociedad con GTL el próximo martes, ya que hay indicios de más reservas de gas en ambas zonas de Santa Cruz, lo que permitirá garantizar el envío del energético a Argentina.
“Hay importantes proyecciones para el país”, sintetizó.
En medio de este anuncio y de la crisis, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) indicó ayer que debido a la falta de inversiones intensivas en Bolivia, es muy difícil cumplir con los volúmenes comprometidos con Argentina y tampoco con el contrato de Cuiabá y Comgas. “Esas inversiones esperamos que se aceleren para así continuar los proyectos. Un diálogo serio, transparente y con toma de decisiones técnicas y no políticas es necesario para que se destraben esas inversiones. También es fundamental el potenciamiento de YPFB con estatutos y organización coherentes”, señala.
Bolivia debe subir los volúmenes de gas a Argentina hasta 7,7 MMm3/D hasta 2009, mientras se concluye la construcción del Gasoducto Noreste Argentino. La nueva línea de gas permitirá bombear desde 16 MMm3/D a partir de 2010 hasta llegar a los 27 MMm3/D, durante los próximos 20 años.
El ministro de Hidrocarburos, Carlos Villegas, dijo que recién en 2010 se tendrá holgura para cumplir con la demanda interna y externa. En la actualidad, Bolivia tiene firmado 44 contratos de operación con 12 empresas privadas transnacionales entre las que figuran brasileñas, españolas, inglesas, holandesas y británicas.
El Gobierno analiza el precio nacional
El Gobierno estudia la modificación del precio para el gas natural comercializado en el país, la modalidad sería aplicada gradualmente. Sin embargo, aún no se adoptaron decisiones, puntualizó el viceministro de Industrialización y Comercialización de hidrocarburos, William Donaire.
De acuerdo con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos se registran 14 tarifas para el gas comercializado en el país, tomando en cuenta cinco distribuidores y el uso del energético, es decir industrial, comercial y doméstico.
“Sobre estas tarifas vigentes vamos a continuar con las evaluaciones, pero son solamente estudios", remarcó la autoridad al informar de que para termoelectricidad el precio está en $us 1,3 por millar de pies cúbicos, para industrial y domiciliario está en $us 1,7. Además, que las distribuidoras en todo el país tienen su precio.
De acuerdo con un informe de la Superintendencia de Hidrocarburos, al 30 de noviembre del 2007, los precios cobrados por el gas contemplaron tarifas comercial, industrial y domiciliario.
El precio del gas que distribuye YPFB para uso comercial fue de Bs 13 el millar de pies cúbicos y a Bs 22,22 para el consumo doméstico, tanto para Camiri como para La Paz, Potosí y Oruro. En otras regiones varía. /ANF
Los trabajos a corto plazo
Pluspetrol. La más próxima es del campo Río Seco, en el municipio Cabezas de Santa Cruz, donde Pluspetrol trasladará el equipo de excavación que empleó en el pozo Tacobo X1002.
Petrobras. En los pozos San Alberto X-15 y X-17 se desarrollarán trabajos en los próximos meses. San Alberto X-16 está para el 2009. En tanto que en el bloque San Antonio el Sábalo X-5, el X-6 y luego la construcción de la planta de tratamiento también se harán trabajos. El X-5 ya fue concluido y está en ajustes.
Otros. En el bloque Tarija Oeste, donde está ubicado el campo Itaú, la petrolera francesa Total contempla la perforación de dos pozos para el desarrollo de campo, pero YPFB solicitó más información.
Planes están condicionados
Andrés Soliz Rada / Ex ministro de Hidrocarburos
Brasil se ha caracterizado por imponer duras condiciones a la débil Bolivia, en sus compras de gas natural. El precio del gas GSA (Gas Supply Agrement) es fijado cada tres meses, con una fórmula que promedia el costo de tres fuels oil, a los que se reemplaza en el vecino país.
Bolivia, en lugar de ser premiada por esta ventaja, resultó sancionada por una fórmula que, además, impide que los precios del gas se incrementen al ritmo del petróleo en el mercado mundial. Con Banzer (1997-2001), Jorge Quiroga (2001-2002) y Gonzalo Sánchez (2002-2003), British Gas, Pluspetrol, Andina, Repsol y Petrobrás, exportaron gas a precio muy inferior al pactado en el GSA. Cuando el precio GSA ya había sobrepasado 1,8 dólares por millón de BTU, las ventas a una enorme termoeléctrica de Cuiabá se pactaron a 0,87 (en cuya ruta se beneficiaba a un yacimiento de oro de Gonzalo Sánchez); Pluspetrol enviaba gas a la Argentina a 0,67; Repsol (Andina) le vendía gas a Petrobras, y de espaldas a YPFB, a un dólar (contrato ‘hedging’). Por su parte, British Gas exporta gas a su filial Comgas, de San Pablo, también al margen del GSA. La fuga de Gonzalo Sánchez, la Ley de Hidrocarburos, la tercera nacionalización del gas y del petróleo, que obligó a Petrobrás a pagar el 82% en tributos a favor del Estado, y el contrato de venta de gas a la Argentina a 5 dólares, desde la frontera, de 29-06-06 (suscrito en mi gestión como ministro), frenó tantos abusos, entre los que se halla la reanudación de exportaciones a la Argentina al precio ‘solidario’ de 0,97 dólares, mediante contrato firmado por Carlos Mesa y respaldado por Evo Morales, en noviembre de 2003.
Los contratos suscritos con las petroleras, el 29 y 30–X-06, abrogaron el decreto de nacionalización.
Al ignorarse las auditorías dispuestas por el decreto del 1-05-06, que demuestran que Petrobras obtuvo utilidades por 500 millones de dólares y que amortizó la totalidad de sus inversiones ($us 284 millones) en menos de cuatro años, se develó que hizo figurar en los contratos amortizaciones imaginarias. Los contratos no incluyen cronogramas de inversión y precios diferenciados para el mercado interno. Estos puntos forman parte de los planes de desarrollo de campos, cuya ejecución está condicionada a que YPFB acepte nuevas exigencias brasileñas.
El director de YPFB, Fernando Vincenti anunció que la empresa inició trabajos de exploración en la zona sur de Santa Cruz, entre Pailón y Cotoca; zona de Campanero, en la cual hay tres pozos, y otro bloque en Abapó, que se estima puedan producir los volúmenes necesarios como para potenciar la venta al mercado argentino en 2009.
"Se están haciendo los estudios correspondientes, pero aún no podemos adelantar los volúmenes que pueden encontrarse. Sin embargo, estimamos que pueden llegar a abastecer los cupos que necesita el vecino país. Los volúmenes serán determinados por la perforación de los pozos someros (de poca profundidad) que están entre 1.000 y 1.200 metros”, sintetizó.
Al respecto, el representante de la empresa GTL Internacional filial Bolivia y a su vez analista energético, Carlos Kinn, en contacto telefónico con EL DEBER se limitó a señalar que se desarrollan trabajos en ambas áreas para ver si pueden recuperar esos pozos marginales. Precisamente ayer sostuvo una reunión con el presidente de YPFB para definir el tema.
Por su lado, el titular de la estatal petrolera, Guillermo Aruquipa, confirmó anoche que oficializará la firma de una sociedad con GTL el próximo martes, ya que hay indicios de más reservas de gas en ambas zonas de Santa Cruz, lo que permitirá garantizar el envío del energético a Argentina.
“Hay importantes proyecciones para el país”, sintetizó.
En medio de este anuncio y de la crisis, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) indicó ayer que debido a la falta de inversiones intensivas en Bolivia, es muy difícil cumplir con los volúmenes comprometidos con Argentina y tampoco con el contrato de Cuiabá y Comgas. “Esas inversiones esperamos que se aceleren para así continuar los proyectos. Un diálogo serio, transparente y con toma de decisiones técnicas y no políticas es necesario para que se destraben esas inversiones. También es fundamental el potenciamiento de YPFB con estatutos y organización coherentes”, señala.
Bolivia debe subir los volúmenes de gas a Argentina hasta 7,7 MMm3/D hasta 2009, mientras se concluye la construcción del Gasoducto Noreste Argentino. La nueva línea de gas permitirá bombear desde 16 MMm3/D a partir de 2010 hasta llegar a los 27 MMm3/D, durante los próximos 20 años.
El ministro de Hidrocarburos, Carlos Villegas, dijo que recién en 2010 se tendrá holgura para cumplir con la demanda interna y externa. En la actualidad, Bolivia tiene firmado 44 contratos de operación con 12 empresas privadas transnacionales entre las que figuran brasileñas, españolas, inglesas, holandesas y británicas.
El Gobierno analiza el precio nacional
El Gobierno estudia la modificación del precio para el gas natural comercializado en el país, la modalidad sería aplicada gradualmente. Sin embargo, aún no se adoptaron decisiones, puntualizó el viceministro de Industrialización y Comercialización de hidrocarburos, William Donaire.
De acuerdo con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos se registran 14 tarifas para el gas comercializado en el país, tomando en cuenta cinco distribuidores y el uso del energético, es decir industrial, comercial y doméstico.
“Sobre estas tarifas vigentes vamos a continuar con las evaluaciones, pero son solamente estudios", remarcó la autoridad al informar de que para termoelectricidad el precio está en $us 1,3 por millar de pies cúbicos, para industrial y domiciliario está en $us 1,7. Además, que las distribuidoras en todo el país tienen su precio.
De acuerdo con un informe de la Superintendencia de Hidrocarburos, al 30 de noviembre del 2007, los precios cobrados por el gas contemplaron tarifas comercial, industrial y domiciliario.
El precio del gas que distribuye YPFB para uso comercial fue de Bs 13 el millar de pies cúbicos y a Bs 22,22 para el consumo doméstico, tanto para Camiri como para La Paz, Potosí y Oruro. En otras regiones varía. /ANF
Los trabajos a corto plazo
Pluspetrol. La más próxima es del campo Río Seco, en el municipio Cabezas de Santa Cruz, donde Pluspetrol trasladará el equipo de excavación que empleó en el pozo Tacobo X1002.
Petrobras. En los pozos San Alberto X-15 y X-17 se desarrollarán trabajos en los próximos meses. San Alberto X-16 está para el 2009. En tanto que en el bloque San Antonio el Sábalo X-5, el X-6 y luego la construcción de la planta de tratamiento también se harán trabajos. El X-5 ya fue concluido y está en ajustes.
Otros. En el bloque Tarija Oeste, donde está ubicado el campo Itaú, la petrolera francesa Total contempla la perforación de dos pozos para el desarrollo de campo, pero YPFB solicitó más información.
Planes están condicionados
Andrés Soliz Rada / Ex ministro de Hidrocarburos
Brasil se ha caracterizado por imponer duras condiciones a la débil Bolivia, en sus compras de gas natural. El precio del gas GSA (Gas Supply Agrement) es fijado cada tres meses, con una fórmula que promedia el costo de tres fuels oil, a los que se reemplaza en el vecino país.
Bolivia, en lugar de ser premiada por esta ventaja, resultó sancionada por una fórmula que, además, impide que los precios del gas se incrementen al ritmo del petróleo en el mercado mundial. Con Banzer (1997-2001), Jorge Quiroga (2001-2002) y Gonzalo Sánchez (2002-2003), British Gas, Pluspetrol, Andina, Repsol y Petrobrás, exportaron gas a precio muy inferior al pactado en el GSA. Cuando el precio GSA ya había sobrepasado 1,8 dólares por millón de BTU, las ventas a una enorme termoeléctrica de Cuiabá se pactaron a 0,87 (en cuya ruta se beneficiaba a un yacimiento de oro de Gonzalo Sánchez); Pluspetrol enviaba gas a la Argentina a 0,67; Repsol (Andina) le vendía gas a Petrobras, y de espaldas a YPFB, a un dólar (contrato ‘hedging’). Por su parte, British Gas exporta gas a su filial Comgas, de San Pablo, también al margen del GSA. La fuga de Gonzalo Sánchez, la Ley de Hidrocarburos, la tercera nacionalización del gas y del petróleo, que obligó a Petrobrás a pagar el 82% en tributos a favor del Estado, y el contrato de venta de gas a la Argentina a 5 dólares, desde la frontera, de 29-06-06 (suscrito en mi gestión como ministro), frenó tantos abusos, entre los que se halla la reanudación de exportaciones a la Argentina al precio ‘solidario’ de 0,97 dólares, mediante contrato firmado por Carlos Mesa y respaldado por Evo Morales, en noviembre de 2003.
Los contratos suscritos con las petroleras, el 29 y 30–X-06, abrogaron el decreto de nacionalización.
Al ignorarse las auditorías dispuestas por el decreto del 1-05-06, que demuestran que Petrobras obtuvo utilidades por 500 millones de dólares y que amortizó la totalidad de sus inversiones ($us 284 millones) en menos de cuatro años, se develó que hizo figurar en los contratos amortizaciones imaginarias. Los contratos no incluyen cronogramas de inversión y precios diferenciados para el mercado interno. Estos puntos forman parte de los planes de desarrollo de campos, cuya ejecución está condicionada a que YPFB acepte nuevas exigencias brasileñas.
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