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EL INFORME SEMANAL
HidrocarburosBolivia.com
Volúmen I, Nro. 131
Del 26/09/2011 al 02/10/2011
Destacamos en
El Informe Semanal:
Vuelve a operar la UTE
Cuiabá tras cuatro años
2
Margarita podría atrasarse por bloqueos a Techint
2
Expertos ven politización
en subsidiarias de YPFB
3
Ene/ Ago: $us 2.399 MM
por exportaciones de gas
3
YPFB: Licencia Ambiental
frena tareas exploratorias
4
YPFB contratará cisternas
con monitoreo satelital
4
Los apagones continúan,
la solución aún espera
5
Existen nueve pozos
exploratorios en ejecución
6
Siemens invertirá $us
93,4 MM en Gran Chaco
7
El 57,2% de las inversiones fueron en producción
8
Importaciones de combustibles suben 67%
9
Evo: Hay $us 350 MM
para industrialización
9
PDVSA duplicará producción de gas en 6 años
10
Colombia prohíbe actividad petrolera en Caribe
11
Repsol cambia Estatuto
para expulsar a Pemex
11
GNL: Argentina rumbo a
su cuarta regasificadora
12
Perupetro firma nuevos
contratos de exploración
13
Producción de gas y petróleo estancada
EL DÍA - En los últimos cinco años la inversión en exploración de campos hidrocarburíferos ascendió a $us 293,35 millones, un promedio equivalente a $us 58,67 millones por
año. En contraste durante el mismo periodo se invirtieron $us 1.243 millones en actividades de explotación. El analista en materia energética Bernardo Prado, observa que
para un Estado cuyo principal objetivo es o era convertirse en el centro energético de
Sudamérica, la inversión fue precaria, desencadenando de esta manera un débil incremento de apenas el 4,67% en la producción de gas natural.
Los datos oficiales del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, reflejan una producción
promedio prácticamente invariable. "Las petroleras invirtieron lo mínimo necesario
para mantener sus operaciones y cubrir, en lo posible, la demanda de los mercados
externos e internos. ¿Por qué no se invirtió más? ¿Por qué no se produce más?", se pregunta Prado.
Las reservas. Al 31 de diciembre de 2009, el informe presentado por la consultora Ryder Scott, certificó a Bolivia con una reserva probada de 9,94 trillones de pies cúbicos
(TCF por sus siglas en inglés). Lejos de las 19 TCF probadas con las que en 2002 el país
se posicionaba como uno de los principales distribuidores de gas de la región.
Las Inversiones. YPFB Corporación, deberá invertir este año $us 804, 5 millones, tanto
para tareas de explotación, exploración y mantenimiento. Según datos presentados por
el vicepresidente de administración, Juan José Sosa, $us 388 millones, es decir alrededor del 48% del presupuesto estará destinado a descubrir nuevas reservas. En la oportunidad, el ejecutivo destacó que a julio, el porcentaje de ejecución habría alcanzado un
57.26%".
2011, un repunte. El analista Mauricio Medinaceli, reconoce que al primer semestre de
2011 se observa una ligera recuperación en la producción de gas natural y también de
petróleo, por ello la importación de diesel oil fue menor. "No obstante, aún queda la
duda acerca de si el mercado Argentino podrá abastecerse en el corto plazo, toda vez
que se necesitaría producir 20 millones de mcd adicionales".
DECRETO 676
Exploración y explotación en áreas protegidas
ÁREAS DE INTERÉS. Con miras a incrementar la producción de hidrocarburos el 20
de octubre de 2010 se promulgó el decreto 676, el cual amplía las áreas reservadas de
interés hidrocarburífero, de 33 a 56, que YPFB, puede explorar y explotar o adjudicar.
ZONAS. Abarcaría 690.000 hectáreas del Parque Madidi, 154.000 hectáreas del Parque
Agüaragüe, 100.000 hectáreas en el Parque de manejo Integrado del Iñau, y 723.000
hectáreas en el parque nacional y territorio indígena Isiboro Sécure (TIPNIS).
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Tras 4 años y un mes parada vuelve a operar con gas boliviano la
termoeléctrica de Cuiabá
HidrocarburosBolivia.com - El martes 27 de septiembre, la termoeléctrica de Cuiabá pudo iniciar sus operaciones
tras estar 4 años y un mes parada por falta de gas natural boliviano. El acto organizado para celebrar el reinicio de las
operaciones fue encabezado por el gobernador del Estado de Mato Grosso, Silval Barbosa y contó con la presencia de la
presidenta de la empresa Gas Trans Boliviano S.A. (GTB), Katya Diederich, Jorge Sosa, director de Gas Natural de
YPFB Corporación, ejecutivos de Petrobras y personalidades políticas brasileñas. El presidente de YPFB, Carlos Villegas y la Directora de Energía de Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) María Das Graças Foster, firmaron el 13 de septiembre de 2011 una Adenda al vigente Contrato de Compra Venta de Gas Natural (GSA) que permitirá instalar un
nuevo punto de entrega de Gas Natural, de hasta 2.2 millones de metros cúbicos por día (MMCD), en la localidad fronteriza de San Matías en el objetivo de abastecer la termoeléctrica Mário Covas de Cuiabá. Esos 2.2 MMCD son suficientes para que la termoeléctrica de Cuiabá genere 480 MW, equivalentes al 60% de la demanda energética de todo el
Estado de Mato Grosso.
La adenda suscrita el 13 de septiembre en Río de Janeiro, Brasil, considera, entre otros aspectos técnicos, los volúmenes a ser suministrados por la estatal petrolera boliviana en el nuevo punto de entrega, los cuales formarán parte de
los volúmenes comprometidos en el Contrato de Compra Venta de Gas Natural GSA (Gas Supply Agreement) que es
actualmente operativizado por YPFB y Petrobras. ―YPFB y Petrobras llegaron a un acuerdo para instalar un segundo
punto de entrega en San Matías en el marco de los compromisos de volúmenes que tenemos actualmente con Petrobras y se van a entregar hasta 2.2 MMmcd como parte del volumen máximo que toma la empresa petrolera brasileña;
por lo tanto, no causa compromisos adicionales de volúmenes para YPFB‖, afirmó Villegas en esa oportunidad. Asimismo, YPFB suscribió un Contrato de Transporte con la empresa GasOriente Boliviano Ltda (GOB) para transportar
los volúmenes del energético desde Chiquitos a San Matías, documento que de acuerdo a la normativa vigente, cuenta
con la aprobación por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y cuyo costo de transporte deberá ser cubierto por Petrobras. Una vez que Petrobras nomine el volumen de gas natural para la termoeléctrica Mário Covas,
YPFB atenderá ese requerimiento al 100%, afirmó el Director Nacional de Gas Natural de la estatal petrolera, Ing.
Jorge Sosa Suárez.
Margarita podría atrasarse: Comunarios de Palos Blanco
bloquean acceso a las instalaciones de Techint
HidrocarburosBolivia.com - El ejecutivo seccional de O‘Connor, Walter Ferrufino, señaló que pobladores de la comunidad de Palos Blancos mantienen bloqueado el acceso al campamento de la empresa subcontratista italo argentina
Techint según refleja un despacho del periódico tarijeño El Nacional. Según declaraciones de Ferrufino a El Nacional,
la medida se debe a la ―terquedad‖ de la subcontratista Techint por no atender las demandas de los comunarios, toda
vez que estos exigen el respecto a su fuente de trabajo, ya que corren el riesgo de ser despedidos para ser reemplazados por personas ajenas a la región. Estas personas sólo pretenden permanecer en sus fuentes de trabajo hasta que
concluyan los trabajos en el lugar, tomando en cuenta que la zona no se puede dedicar a la ganadería ni a la producción por la falta de condiciones. Ferrufino demandó a las instancias pertinentes su intervención para encontrar soluciones inmediatas y evitar otras medidas de presión. El 12 de noviembre de 2010, en Santa Cruz de la Sierra, Techint
Ingeniería y Construcción firmó un contrato para la ejecución del Proyecto Líneas de Recolección (GTS) y Evacuación
(EXS) de Hidrocarburos y el Loop para los Campos Margarita y Huacaya del Área Caipipendi con Repsol YPF E&P
Bolivia bajo la modalidad EPC Lump Sum. El contrato incluye la Ingeniería, Suministros y Construcción de ductos en
8'', 10'', 20'', 24'' y 28'' e instalaciones de superficie en la zona de Tarija.
Según Repsol YPF E&P Bolivia, la Fase 1 del Proyecto Margarita, que se encuentra actualmente en desarrollo, debe
concluir a principios de 2012 y comprende la construcción de una nueva planta de procesamiento que permitirá adicionar 6 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (MMmcd), incrementando a 9 millones la capacidad actual,
indica la empresa. Esta etapa también contempla la construcción de las líneas de recolección y evacuación que permitirán llevar el gas desde los pozos existentes hasta la nueva planta y luego enviarlo hacia los mercados interno y externo. Asimismo, según informa Repsol, durante esta fase se tiene prevista la completación definitiva o puesta en producción de los pozos Margarita 4 (MGR4) y Huacaya X-1 (HCY X1).
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Expertos ven politización en subsidiarias de YPFB
EL DEBER - El ex ministro de Hidrocarburos Fernando Vincenti, ocupa la presidencia de YPFB Transporte; Rafael
Martínez Vaca manda en YPFB Chaco; Jorge Ortiz Paucara hace lo propio en YPFB Andina y una mujer, Susana Carmona, asume en YPFB Refinación. La renovación de los cargos no es del agrado de algunos expertos que creen que las
cabezas de las firmas subsidiarias, han sido politizadas. Álvaro Ríos y Hugo de la
Fuente, expertos en hidrocarburos, temen que los nuevos designados respondan a los
lineamientos políticos del Gobierno y dejen de lado los aspectos técnicos.
―Estas nuevas personas que encabezan las compañías tienen un perfil más político,
entonces puede haber ciertos problemas en el accionar de estas empresas. Esto no
determina una parálisis, pero se ve una actitud política. El tiempo nos dirá cuál es la
verdad y si realmente hay criterios técnicos y económicos para dar sostenibilidad a las
subsidiarias‖, afirmó Ríos.
De la Fuente afirmó que los cambios pasan por aspectos de organización y que los presidentes se encargarán de la política integral. No obstante, la designación de los ejecutivos debe ser en base a criterios
técnicos y del sector.
Al respecto, el ex titular de YPFB Andina, Mario Arenas, que estuvo tres años en el cargo, admitió que hay una restructuración interna a escala de la corporación, de ahí que fue removido al cargo de gerente general.
―Se ha hecho una reforma de estatutos, ahora estamos con una figura ‗desdoblada‘ que es el presidente ejecutivo y la
gerencia general‖, dijo.
El ex presidente de YPFB Refinación, Rómulo Barba, manifestó que ahora se incorporó la figura de director permanente, que recayó en Susana Carmona y él pasó a ocupar la gerencia. Por su parte, Vincenti que fue ex ministro del
área y remplaza a Cristian Inchauste, se limitó a señalar que el miércoles dará a conocer su plan de trabajo. En YPFB
no se atendió el requerimiento periodístico.
Las exportaciones de gas natural alcanzan a $us 2.399
millones hasta agosto
AN/YPFB - Las exportaciones de gas natural a Brasil y Argentina se incrementaron en 32,84% entre enero y agosto
de 2011 hasta alcanzar a $us 2.399 millones, respecto de igual período de 2010 cuando se registró un monto de $us
1.806 millones, según datos preliminares del Instituto Nacional de Estadística (INE). El último Resumen Estadístico
publicado por el INE, señala que las exportaciones de gas natural a Brasil en ocho meses de la presente gestión sumaron 1.824 millones de dólares, en tanto que a la Argentina se facturaron $us 575 millones por este mismo concepto.
En conjunto, las exportaciones de la actividad económica de Extracción de Hidrocarburos compuesta por Gas Natural
y otros Combustibles Líquidos registró $us 2.546 millones en el período referido,
monto superior en 33,29% en relación al año 2010 cuando se contabilizó $us 1.910
millones.
De acuerdo a las estadísticas oficiales, la Producción de Hidrocarburos continúa siendo la actividad económica que registra mayor valor en las exportaciones nacionales,
entre enero y agosto de 2011, con una participación de 43,72%, respecto al total, seguida de la Extracción de Minerales con 28,13%; Industria Manufacturera con
18,03% y la actividad de Agricultura, Ganadería, Caza, Silvicultura y Pesca con una participación de 3.47%.
En el objetivo de incrementar estas ventas, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos lleva adelante un ambicioso
programa de desarrollo con énfasis en la exploración y desarrollo de campos (upstream), cuya finalidad es el incremento progresivo de la producción nacional de gas natural e hidrocarburos líquidos asociados para solventar todos los requerimientos del mercado interno y los contratos de exportación.
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YPFB: Trámite ambiental frena exploración de hidrocarburos
AN/YPFB - YPFB Corporación y las empresas operadores invirtieron en tareas de exploración sólo el 26,5 por ciento
(103 millones de dólares) hasta el mes de julio, de los 388 millones de dólares programados para este año. La estatal
petrolera responsabiliza de esta baja ejecución al trámite de licencia ambiental. Y es que, en opinión de las autoridades, la licencia ambiental se ha convertido en el ―cuello de botella‖ en el sector petrolero, que impide e incluso paraliza
algunos proyectos de exploración y explotación de nuevos yacimientos. Tal es el extremo que, de acuerdo con el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Juan
José Sosa, existe el riesgo de que algunos proyectos sean suspendidos. ―Nuestros cuellos de botella son las licencias
ambientales, prácticamente tenemos que reconocer que ahí está nuestro talón de Aquiles, porque en muchos proyectos
estamos detenidos (por esta razón)‖, advirtió Sosa.
El funcionario comentó la situación que enfrentó Repsol en el área de Itika Guasu, en la zona tarijeña de Entre Ríos,
donde se tuvo que pagar más de 13,5 millones de dólares al pueblo guaraní para que la empresa pueda iniciar actividades. ―En el caso del Tipnis —comentó Sosa—, tenemos en el área de Río Hondo, que está a cargo de Petrobras desde
2001 y que se encuentra en „fuerza mayor‟; no podemos hacer nada, no hay una consulta, no llegamos a ningún acuerdo, entonces va a llegar un momento en el que tengamos que pedir a Petrobras que devuelva (el área), y nosotros como
YPFB revertirla nuevamente como área libre‖. A la categoría de zonas ‗en fuerza mayor‘ se suman las áreas Tuichi, en
el norte de La Paz, y Amboró-Espejos, en Santa Cruz, además de otros en la parte sur del país. Al respecto, el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, dijo que en estas zonas ―YPFB o la Unidad de Medio Ambiente
del Ministerio (de Hidrocarburos) tendrá que realizar una consulta previa para saber si hay la posibilidad de que las
TCO o las comunidades nos permitan realizar tareas respetando las normas‖. Sosa opinó que en algunos casos las demandas de las comunidades son irracionales porque sus requerimientos económicos ―llegan a constituirse en el 50 por
ciento (de la inversión) del proyecto‖. ―Si yo quiero instalar una planta y directamente piden 3 millones de dólares,
entonces no hay un criterio‖, criticó. En tanto, Alarcón señaló que si las comunidades no ―nos dejan hacer el trabajo no
tiene sentido que haya áreas, proyectos, ni empresas que quieran invertir en el país‖.
DATOS
• Para este 2011, YPFB Corporación y las empresas operadores programaron una inversión de 1.720 dólares en tareas
de exploración, explotación y transporte.
• Hasta julio la inversión ejecutada del sector llegó al 38,5 por ciento del total programado. La inversión más baja se
registró en exploración, con el 26,5 por ciento.
• La producción de gas natural licuado llegará a 43,15 millones de metros cúbicos día (MMmcd) este año, superior a
los 41,71 MMmcd de la pasada gestión.
• Picos altos de producción se registraron en julio. En el caso del gas natural se llegó a los 47,8 MMmcd de gas natural y en líquidos a 47.389 barriles de petróleo día (bpd).
YPFB contratará cisternas con sistema de monitoreo satelital
AN/YPFB - En noviembre próximo, YPFB publicará la convocatoria para la contratación del Servicio de Transporte
Nacional e Internacional de combustibles líquidos en camiones
cisternas que deberán contar necesariamente con un sistema de
monitoreo satelital.
Desde la próxima gestión, la Gerencia Nacional de Comercialización contará con una oficina de monitoreo en tiempo real del
tránsito de todas los camiones cisternas que prestan servicios a
YPFB y a esta iniciativa se sumara el monitoreo de Estaciones
de Servicio de propiedad de la estatal petrolera. ―Para conocimiento de todos los interesados, la convocatoria para el Proceso
de Contratación para el Transporte Nacional e Internacional de Combustibles se publicará en el mencionado mes a
través de la página web: www.ypfb.gob.bo, de tal forma que todas las empresas de transporte de combustibles interesadas puedan tener conocimiento de las bases para el proceso de contratación y así puedan presentar sus respectivas
propuestas, con estas previsiones‖, añade el comunicado de YPFB.
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Los apagones continúan y la solución aún espera
LA RAZÓN - Los cortes de energía en seis departamentos del país continuaron y la Empresa Guaracachi SA (EGSA)
estimó que la reparación de la turbina que genera 60 megavatios (MW) que se encuentra paralizada estaría lista hasta el fin de semana. El gerente general de EGSA, Eduardo Paz, explicó que la ―indisponibilidad‖ de la unidad 11 se
debió a problemas técnicos que no se pueden prever. La empresa realiza trabajos de reparación. ―Esperemos que esté
reparada (la generadora 11) a más tardar hasta el fin de semana‖.
La falla en la turbina de EGSA y su no disponibilidad causó el miércoles y jueves apagones en las ciudades de La Paz,
El Alto, Potosí, Sucre, Oruro, Cochabamba y Santa Cruz, porque dejó de proveer al Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SIN) 60 MW. El ministro de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez, pidió el miércoles disculpas a la población
por los apagones. Afirmó que el hecho se debió a una falla en la turbina que tuvo que suspender sus operaciones hasta
nuevo aviso.
El vicepresidente Álvaro García Linera explicó que el déficit temporal de energía se debió a problemas en dos turbinas
de Guaracachi y una de la generadora Carrasco, lo que generó una caída de la demanda de 50 MW, es decir un déficit
del 5% de energía.
Demanda. El viceministro de Electricidad y Energías Alternativas, Roberto Peredo, explicó que en Guaracachi existen dos unidades que no están en operaciones, una de 54 MW y la otra de 60 MW. En la actualidad la oferta de electricidad asciende a 1.070 MW, pero ―la demanda ha subido a más de 1.090 MW‖, explicó. En el caso de Santa Cruz, se
reportaron cortes en alrededor de 48 barrios la noche del pasado miércoles. La Cooperativa Rural de Electrificación
(CRE) atribuyó el problema a fallas de generación y no de distribución. En La Paz, la empresa distribuidora de electricidad Electropaz informó que los cortes en el suministro de energía se produjeron entre las 15.45 y las 21.15 en 13
barrios de La Paz y El Alto. Según datos obtenidos de la web del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), la
reparación del generador 11 de Guaracachi durará todo el día. La misma información fue colgada en su página web el
miércoles.
El aumento de energía por año
Proyección: Según datos extractados del sitio web del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), el Plan Óptimo de Expansión del SIN proyecta una demanda de potencia de electricidad para el 2012 de 1.214 MW; el 2013, 1.334
MW; y el 2014, 1.459 MW.
Cainco dice que tres regiones suben demanda de energía: La Cámara de Industria, Comercio y Turismo de
Santa Cruz (Cainco) informó que el aumento de la demanda de electricidad este año se debe a que en los departamentos de Oruro y Potosí se elevó el consumo de energía por el sector de la minería. En Santa Cruz, la demanda es por los
sectores residencial e industrial. ―Este mayor crecimiento en el 2011 se encuentra explicado por una mayor demanda
de Santa Cruz, tanto en el sector residencial como industrial, mayor demanda en Oruro y Potosí, impulsado principalmente por el mayor consumo del sector minero‖, señala el informe. Según el reporte de la Cainco, en el período 19972010 la demanda de energía creció al 5% promedio anual. En el 2010 fue 9% respecto al 2009 y se prevé que para el
año 2011 el crecimiento alcance similar valor.
Gobierno alerta sobre un déficit a futuro: El vicepresidente Álvaro García Linera advirtió que si en cuatro años
no se construyen nuevas plantas hidroeléctricas, se tendrán problemas en el suministro de energía eléctrica. ―Si no
hacemos hidroeléctricas de aquí a dos, a tres o cuatro años, vamos a tener problemas de electricidad y nadie quiere
tener problemas de electricidad‖, expresó. En directa alusión a los indígenas, García Linera los sindicó de oponerse a
la construcción de plantas hidroeléctricas que desea realizar el Gobierno ante el pedido de ―10 millones de habitantes‖.
―Necesitamos ponernos de acuerdo con los compañeros (indígenas para) que nos permitan hacer hidroeléctricas, que
nos permitan hacer embalses de agua, caídas de agua para generar electricidad para los bolivianos‖, dijo. La autoridad de Estado insistió en que no se construyen hidroeléctricas porque existen sectores que no quieren otorgar la autorización para esos proyectos. El 1 de agosto, el presidente Evo Morales reconoció que el Gobierno desatendió el tema
de la generación de energía eléctrica porque no se construyeron nuevas plantas hidroeléctricas. ENDE tiene previsto
instalar cuatro unidades de generación de termoelectricidad entre éste y el próximo año para producir 115 megavatios
(MW) adicionales de energía con el fin de atender la demanda. Según García Linera, el problema de la construcción de
hidroeléctricas también se reedita en el sector hidrocarburífero, como en el proyecto de la planta separadora de gas en
Río Grande.
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‘Robustecen’ el sindicato de YPFB Transporte
EL DEBER - El Sindicato de la subsidiaria de la estatal YPFB, YPFB Transporte, se amplía en el país y atraviesa
fronteras. De ser apenas 79 integrantes en 2010, el Sindicato General de Trabajadores de esa compañía crece a 382 y
llega hasta Arica, Chile, lo que confirma la expansión y el robustecimiento del gremio. Así lo destaca el recientemente
elegido secretario general de la organización, Rolando Borda, que juró en el cargo. Lo
acompañan en la directiva el segundo secretario también de Santa Cruz, Víctor
Hugo Eduardo Saldías, el secretario de Cochabamba Marcos Vásquez, el secretario
de Chuquisaca y Tarija, Jesús Larrazabal y 30 dirigentes más del resto del país.
En el acto, al que asistieron los ejecutivos de la compañía, Fernando Vincenti
(presidente) y Cristian Inchauste (gerente general), Borda se comprometió a consolidar el proceso de nacionalización impulsado por el presidente Evo Morales, además
de llevar a la compañía a los sitales más importantes en el continente. A su turno el líder de los trabajdores petroleros
de Bolivia, José Domingo Vásquez, ponderó la unión y el crecimiento del sindicato, lo que confirma la importancia del
sector más importante del país.
Nueve pozos exploratorios están en plena ejecución en el país
AN/YPFB - El Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, Ing, Juan José Sosa, señaló que nueve de quince pozos exploratorios están en plena ejecución en la perspectiva de descubrir nuevas y
mayores reservas nacionales. ―Este año se invertirán $us 388 millones en tareas de exploración, de este monto total
más del 64 por ciento corresponde a inversiones están concentradas en YPFB y sus empresas subsidiarias; el resto a
cargo de las compañías petroleras privadas que operan en el país‖, sostuvo. Sosa detalló que para la presente gestión
está previsto ejecutar la perforación de 15 nuevos pozos exploratorios, fundamentalmente en la región correspondiente
al subandino sur, de la zona tradicional de exploración y explotación del chaco boliviano compartido por los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz. De los nueve prospectos que están en plena ejecución, concluyeron tres.
Los pozos del área Río Grande, RGD 53 y RGD 59, a cargo de YPFB Andina, concluyeron con éxito y se realizan las
pruebas de producción. En tanto que el pozo TJS X1 concluyó sin éxito, por lo que tuvo que ser abandonado por la empresa Pluspetrol.
Asimismo, se hallan en proceso de ejecución los pozos SRR X-1 (Sararenda) y BOA x-1 (Sara Boomerang III), también
a cargo de YPFB Andina; YPFB Chaco, lleva adelante los trabajos en los pozos VGR X1000 (Vuelta Grande y CRE-X1
(Carrasco). Por su parte, la operadora Total E&P Bolivie ejecuta la perforación del pozo AQI-X1001 (Aquío) y Pluspetrol el pozo CUR-X1005D (Campo Río Seco). ―YPFB Andina tiene actividad en Boa X-1, es un pozo exploratorio que
nos va a permitir, en caso de que resulte positivo, nos va a permitir incrementar las reservas en nuestro país en
cuanto a gas y condensado‖, señaló Sosa durante su intervención en la audiencia pública de rendición de cuentas. Al
referirse a la perforación del pozo Carrasco Este X1, por parte de YPFB Chaco, señaló que ―se tienen muy buenos indicios de gas, ojalá tengamos una fiesta con Chaco en las próximas semanas por el descubrimiento de un nuevo pozo
exploratorio en Bolivia que también nos va a permitir incorporar reservas a nuestro país‖. Adicionalmente, se informó
en la audiencia pública que la adquisición de la sísmica 3D en el área Itaguazurenda se encuentra en la etapa de la
firma de contrato con la empresa adjudicataria Sinopec. Del mismo modo, la interpretación sísmica de Ovai registra
un avance del 70 por ciento, al igual que la elaboración de un modelo geológico de horizonte sísmico y la campaña geológica en Carohuaicho cuenta con un avance del 50 % con la identificación preliminar de un ―lead exploratorio‖. Estos
proyectos son ejecutados por la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación de YPFB Corporación. De acuerdo a
cronograma aprobado por la estatal petrolera, en el curso de los próximos meses, se perforarán los pozos IBB-X3
(Tarija Este) a cargo de British Gas (BG); CUR-X1003D (Madrejones), TJB-4 (Tajibo); TCB-X1004 (Tacobo) a cargo de
Pluspetrol, una vez que concluyan todos los trámites y licencia ambiental. A corto plazo, las compañías petroleras
YPFB Petroandina SAM, subsidiaria de la estatal petrolera, tiene programado realizar la perforación del pozo TBYX2 (Timboy) y Total el pozo ICD-X2 (Ipati).
En otro orden, el Vicepresidente Nacional de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB afirmó que la empresa Oil Solutions registró el 25 por ciento de avance sobre la evaluación del potencial hidrocarburífero existente en
56 áreas reservadas bajo tuición de la estatal.
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Siemens invertirá $us 93,4 millones en turbocompresores y
turbogeneradores para la planta Gran Chaco
AN/YPFB - La empresa internacional Siemens Energy INC. gestionará la adquisición de turbocompresores y turbogeneradores para la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha (IPC) de la Planta de Separación de Líquidos
del Gran Chaco por un monto total de $us 93, 4 millones, informó el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas.
―Después de un proceso de licitación, la empresa Siemens se adjudica la entrega de cuatro turbocompresores de gas
residual y tres turbogeneradores para la energía eléctrica en la planta Gran Chaco, equipos con los que se pretende
optimizar el tiempo de la construcción y, además, represente un ahorro significativo para YPFB de aproximadamente
$us 30 millones”, indicó Villegas.
El acto de adjudicación a la empresa alemana, se realizó en la Vicepresidencia Nacional de Operaciones de YPFB en la
ciudad de Santa Cruz en un acto público y transparente al que también asistieron los representantes de la empresa
alemana y el Gerente Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de la estatal petrolera, Ing. Gerson Rojas.
―Hemos firmado ahora el contrato y vamos a dar la orden de proceder en los próximos días para que posteriormente se
empiece a construir los cuatro turbocompresores y los tres turbogeneradores‖, manifestó Villegas.
El equipo comprende una turbina K-201 A/B/C/D, un compresor de gas residual X-201 A/B/C/D, calentadores de Hot
Oíl E-502 A/B/C/D, herramientas, repuestos y sistemas auxiliares. Los turbogeneradores incluyen una turbina K-601
A/B/C, un generador eléctrico G-601 A/B/C, un calentador de gas de regeneración E-501, herramientas, repuestos y
sistemas auxiliares.
Entre las empresas que presentaron sus propuestas, figuran la japonesa Hitachi, la inglesa General Electric, las alemanas Siemens y Turboman, la americana Solar Turbines, la brasilera Premium Engineering, entre otras empresas
de talla internacional, expresaron su interés en proveer estos equipos. El 15 de abril, YPFB autorizó el inicio del proceso de contratación de una empresa especializada para la compra de cuatro turbocompresores de gas residual y tres
turbogeneradores para la energía eléctrica en la planta del Gran Chaco, equipos con los que se pretende ganar tiempo
y disminuir el costo total de la construcción de esta planta que iniciaría operaciones en el segundo semestre del 2014.
YPFB: Áreas en exploración cuentan con 1,72 TCF de gas
EL DEBER - Los prospectos exploratorios en los que operan YPFB Corporación y las compañías petroleras privadas
cuentan con un potencial aproximado de 1,72 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural. Se trata de los campos
Sararenda a cargo de YPFB Andina, Carrasco Este (YPFB Chaco), Boa (YPFB Andina), Vuelta Grande Profundo
(YPFB Chaco), Ibibobo (BG Bolivia, Tajibo Sur (Pluspetrol) y Timboy (YPFB Petroandina SAM). “En los prospectos
exploratorios hemos visto que la certeza en que puede haber un descubrimiento comercial es bastante alta, entonces
con esa certeza de que podemos ver resultados positivos y aplicando ese porcentaje de riesgo que tenemos en esos campos hemos llegado a la conclusión de que podemos tener un potencial de 1,72 trillones de pies cúbicos‖, afirmó el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Juan José Sosa. A estos prospectos, Sosa sumó las
reservas del bloque Aquio X1, en Río Grande, Santa Cruz, que alcanzan a 3 TCF. El 8 de abril de este año, Ryder
Scott presentó el informe de las reservas gasíferas del país. La empresa, que realizó su trabajo en 46 campos de gas
condensado, 19 campos de petróleo y 7 de condensados (petróleo liviano), reportó 9,94 TCF de reservas probadas (P1).
El estudio, precisa, además, la existencia de 13,65 TCF entre las reservas probadas más probables y 19,9 TCF entre
probadas (P1), probables (P2) y posibles (P3). Sosa explicó que las reservas probables cuentan con un 50 por ciento de
certeza de ser extraídas, en tanto que las posibles sólo un 10 por ciento. omando esos parámetros, Sosa señaló que las
reservas probables están en alrededor de 1,96 TCF y las posibles en 0,66 TCF.
De acuerdo con las proyecciones, hasta el 2026, año en el que concluye el acuerdo contractual con Argentina, la demanda del mercado interno, el de exportación y los proyectos de industrialización, sumarán un total de 14,8 TCF. El
mercado interno y las plantas consumirán 3,1 TCF, el mercado brasileño, que tiene un contrato por la compra de hasta 30 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural hasta el 2014, demandará 5,3 TCF y Argentina 4,3 TCF,
y hasta el 2026 llegará a 10 TCF. En tanto, los proyectos de industrialización demandarán 0,6 TCF en el caso del
Mutún, 0,6 TCF el proyecto GTL, que permitirá transformar el gas en diésel sintético, y 0,4 TCF el proyecto de urea.
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El consumo boliviano de gas natural subirá a 1 TCF por año
EL MUNDO/ANF - El consumo de las reservas de gas natural aumentará gradualmente hasta 1 trillón de pies cúbicos (TCF) por año, pero esto cuando los dos mercados externos consumen el total contratado es decir, 57,7 millones
MCD. Para esta gestión se espera un consumo de 0,56 TCF, pues el año pasado la demanda fue de 0,50 TCF, de acuerdo con el informe del vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB), Juan José Sosa.
Las reservas probadas están en 9,94 TCF al 31 de diciembre del 2009, pero se esperan más descubrimientos para aumentar este nivel y poder cubrir holgadamente la demanda programada hasta el 2026, que exige 10 TCF para los
mercados externos y 3 TCF para uso doméstico y el resto para proyectos industriales. ―Con las reservas probadas
mantenemos ese ritmo‖ de crecimiento de la demanda y ―llegamos hasta 2024 sólo con las probadas‖, puntualizó el
ejecutivo en la exposición que realizó.
YPFB y petroleras ejecutaron el 57.2% de inversiones en
actividades de producción
AN/YPFB - El Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, Ing. Juan José Sosa, informó que entre enero y julio del presente año, YPFB Corporación y las compañías operadoras invirtieron $us
460,6 millones, lo que representa el 57.2% de ejecución en actividades de desarrollo de campos destinadas a incrementar la producción de gas natural y líquidos asociados. ―De acuerdo a lo que está programado para el 2011, las inversiones que tenemos entre YPFB Corporación y las empresas petroleras asciende a $us 804, 5 millones de los cuales el
porcentaje de ejecución, a julio de este año representa un 57.26%‖, indicó Sosa. YPFB Chaco invirtió en el período
mencionado $us 45,9 millones (75.5%) y YPFB Andina ejecutó $us 90,1 millones (49.5%). ―Nuestras subsidiarias realizan inversiones en tareas de desarrollo como ser la ampliación de la capacidad de proceso de plantas para el incremento de producción, perforaciones
de desarrollo y tareas de intervención de pozos‖, manifestó Sosa.
Las compañías operadoras BG
(46.1%), GTLI (4.7%), Matpetrol
(1,47%), Pesa (13,49%), Petrobras
(135.88%), Pluspetrol (62%), Total
(31,64%), Repsol (46,53%) y Vintage
(103.61%) también realizaron inversiones en actividades de explotación
o desarrollo. Esta inversión programada por YPFB Chaco, YPFB Andina y las compañías operadoras, y
aprobada por la estatal petrolera,
está contemplada en los Programas
de Trabajo y Presupuestos (PTP).
Entre las principales actividades de
los Programas de Trabajo y Presupuesto para este año figuran la construcción y ampliación de plantas, perforaciones de desarrollo, perforación exploratoria, perforación e intervención de pozos. ―Tenemos actividades que las consideramos importantes, pues conllevan a
un incremento sustancial en la producción de hidrocarburos, sobre todo de gas. Entre ellas se puede citar la construcción de la planta de Margarita en su fase 2 que hasta el primer trimestre del 2012 entregará 6 millones de metros
cúbicos por día (MMmcd) adicionales de gas, la finalización del tercer tren de procesamiento de gas en la planta del
campo Sábalo también aportará con otros 6 MMmcd; además de la perforación de pozos, intervención de pozos y mejoras en planta‖, menciona un informe de la estatal petrolera. Las empresas petroleras que operan en Bolivia entregaron hacia fines de septiembre del año pasado, las actividades de desarrollo en el área denominada upstream (referidas
a tareas de exploración y explotación de hidrocarburos), contemplada en los PTP donde se mencionan las actividades a
realizar y el costo presupuestado de una determinada actividad hidrocarburífera.
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Sube en 67% la compra de combustibles del exterior
PÁGINA SIETE - A agosto, las compras del exterior de diésel y aditivos para la gasolina alcanzaron a 689 millones
de dólares, un 67% más que en similar periodo en 2010. El valor de las importaciones de combustibles que realiza el
país para atender la demanda interna representó el 28% de los ingresos que obtuvo en ocho meses por sus exportaciones de gas natural a los mercados de Brasil y Argentina, según revelan datos oficiales del Instituto Nacional de Estadística (INE) y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Las exportaciones de gas natural a Brasil y Argentina se incrementaron en 32,84% hasta llegar a 2.399 millones de
dólares, con respecto a igual período de 2010, cuando representaron 1.806 millones de dólares, según datos preliminares del Instituto Nacional de Estadística (INE). El último Resumen Estadístico publicado por el INE señala que las
exportaciones de gas natural a Brasil en ocho meses de la presente gestión sumaron 1.824 millones de dólares, en tanto que para Argentina se facturaron 575 millones de dólares. En conjunto, las exportaciones de hidrocarburos, compuestas por el gas natural y otros combustibles líquidos, sumaron 2.546 millones de dólares, monto superior en
33,29% con respecto a 2010, cuando se contabilizaron 1.910 millones de dólares.
De acuerdo con las estadísticas oficiales, la producción de hidrocarburos es la actividad económica que registra mayor
valor en las exportaciones nacionales. En oposición, cada vez se reduce el valor y volumen de las exportaciones no tradicionales.
Evo dice que industrialización de gas tiene $us 350 millones
PÁGINA SIETE - El presidente Evo Morales admitió que su Gobierno sólo dispone de 350 millones de dólares, de los
más de 1.000 millones de dólares requeridos, para seis proyectos de industrialización de los hidrocarburos. ―Hasta
ahora sólo tenemos garantizado 350 millones de dólares, para tener una gran industria de petróleo‖, dijo Morales durante su participación en el XI aniversario del municipio de Entre Ríos, en el departamento de Cochabamba. ―Es difícil dar un valor agregado a los recursos naturales‖, dijo según reporte de la estatal radio Patria Nueva.
En septiembre de 2010 el vicepresidente Álvaro García Linera,
anunció la industrialización de las plantas de fertilizantes (urea),
petrocasas, petroquímica, para la producción de polietileno , GTL
(gas licuado), que es la conversión de gas natural a diesel sintético.
Además, de otras dos plantas separadoras de líquidos. Todos estos
proyectos demandarán más de 1.000 millones de dólares y que
serán encarados a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en un plazo mayor a cinco años para su ejecución.
Morales admitió que las aspiraciones de dar valor agregado a los
recursos naturales, requieren de ―mucho tiempo, (mucho) financiamiento y de profesionales con experiencia‖, esto debido a la complejidad de la industrialización del gas. ―Compañeros estamos baEl Jefe de Estado, Evo Morales
tallando ahí, no había sido tan sencillo garantizar inversión. Tenemos que hacer la petroquímica, la urea (...) ¿Pero eso cuánto va a costar? 1.000 millones de dólares‖, enfatizó.
La preocupación de Morales, no es sólo por la inversión de los planes de industrialización, sino también por la falta de
personal con experiencia en el rubro. Aseveró que muchos profesionales se fueron a trabajar con empresas petroleras
extranjeras, donde perciben un mayor sueldo, del que se ofrece en la firma estatal de hidrocarburos. Esto pese al incremento salarial del 40 y 70% que se dio al sector petrolero público el primero de mayo de este año. ―A veces reclamaba, por ejemplo, sobre nuestros profesionales, pero las transnacionales petroleras ganan hasta 30 mil dólares y aquí
no quieren trabajar con 30 mil bolivianos, (a pesar de que ganan) más que el Presidente; por eso compañeros no es tan
sencillo darle a nuestros recursos valor agregado‖, reiteró. El Jefe de Estado acotó que para los diferentes planes, incluso para la industrialización se consultará a las personas del lugar. Desde que Morales inició su mandato, el Gobierno se caracterizó por llevar como bandera la industrialización de los hidrocarburos, luego de la nacionalización de las
empresas en mayo de 2006. Empero, dijo, esta nacionalización e industrialización es cuestionada por algunos dirigentes de la COB que consideran que a más de cinco años no hay resultados.
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PDVSA duplicará producción gasífera en los próximos 6 años
HidrocarburosBolivia.com - Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) avanza en el fortalecimiento de la producción
energética y prevé incrementar la producción de gas a 14 mil 438 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y 438 mil
barriles de líquidos de gas natural (LGN) para el año 2017.
Así lo informó, Antón Castillo, director de PDVSA Gas, durante la ponencia presentada en el I Congreso Integral de
Hidrocarburos, que se realiza desde el 27 de septiembre en el hotel Venetur Maremares de Puerto La Cruz.
La inversión proyectada por PDVSA en materia de gas hasta el año 2017 es de 55 mil 833 millones de dólares, para
producción de gas en tierra, Costa Afuera, procesamiento de líquidos de gas natural, transporte, distribución y gas
natural licuado.
Se contempla la generación de más de 37 mil empleos en obras destinadas al suministro oportuno de gas para atender
requerimientos del mercado interno, entre ellos la generación de energía eléctrica.
Producción: Durante 2010 la producción total gas nación alcanzó 6 mil 939 MMPCD, de los cuales mil 612 MMPCD
fueron destinados a los sectores eléctrico, petroquímico, siderúrgico, de aluminio y residencial; y 5 mil 326 MMPCD a
la industria petrolera para la inyección de yacimientos, refinación, así como la transformación a
LGN, produciendo 150 MBD.
Para lograr 14 mil 438 MMPCD se ejecutan proyectos como Mariscal Sucre, Gas Anaco, San Joaquín, Cardón IV y Gas San Tomé, que incluye Güere, Boca, Chimire, Elotes – Isa, Equina - Trico.
En la zona centro del estado Anzoátegui se ejecuta
el Proyecto Gas Anaco que contempla la puesta en
funcionamiento de cinco centros operativos, sistemas conformados por veintiséis estaciones y sesenta y ocho nuevas líneas de recolección, con una longitud aproximada de 365,57 kms. y una inversión
de 2 mil 741 millones de dólares.
La fase I del primer centro operativo iniciará operaciones este mismo año.
Otro de los planes ejecutados en el Oriente del país
es el Proyecto Gas San Tomé, que incluye la entrada en operaciones de ocho plantas compresoras, además de la construcción de 143 kms. del sistema de recolección de
gas en baja presión y 168 kms. de líneas de flujo y oleoductos. Todo ello con una inversión total de mil 400 millones de
dólares, para el manejo de 600 MMPCD, en el período 2012-2015.
Procesamiento: Los planes de la Industria incluyen ampliar la capacidad actual de procesamiento de Líquidos de
Gas Natural para llegar en el año 2017 a 6 mil 942 MMPCD en extracción y 438 MBD en fraccionamiento.
La meta será alcanzada con la puesta en servicio de proyectos como la Planta de Extracción profunda Soto I y II, el
proyecto IV Tren San Joaquín, que manejarán en el área de Anaco mil 400 MMPCD; la Planta de Acondicionamiento
al Mercado Interno (PAGMI) en Güiria con capacidad de mil 200 MMPCD, además de un nuevo tren de fraccionamiento de LGN en el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui, para aumentar la capacidad instalada actualmente de Planta de Fraccionamiento, Almacenaje y Despacho Jose de 200 MBD a 250 MBD.
Distribución: En cuanto a los sistemas de transporte y distribución de gas, la meta para 2012 es aumentar la capacidad de Transporte del Sistema Anaco–Barquisimeto a mil 644 MMPCD y para el año 2014 se prevé ascienda a mil 953
MMPCD. PDVSA Gas presenta un avance de 72% en la construcción del Gasoducto Nor-Oriental G/J José Francisco
Bermúdez (Sinorgas) para incorporar 2 mil MMPCED del gas de Costa Afuera, hasta los centros de consumo en el eje
Carúpano - Cariaco - Margarita - Cumaná - Puerto la Cruz - Jose, así como para la región Centro del país, impulsando
el crecimiento de la generación termoeléctrica que se desarrolla actualmente.
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Colombia prohíbe actividades petroleras cerca a
islas del Caribe
REUTERS - Colombia dijo el sábado que no permitirá la exploración de campos de petróleo y de gas en las cercanías
de sus islas del Caribe, terminando con las esperanzas de la estatal Ecopetrol y de la española Repsol-YPF de llevar
adelante dos contratos para trabajar en la zona. El presidente Juan Manuel Santos precisó que tomó la decisión de no
permitir las actividades petroleras y gasíferas en las aguas cercanas al archipiélago de San Andrés y Providencia para
evitar el impacto sobre esa reserva de biodiversidad. Ecopetrol y Repsol-YPF decidieron en mayo pasado suspender la
firma de dos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos que les habían sido adjudicados en la Ronda Colombia 2010, hasta tanto las autoridades ambientales se pronunciaran sobre la viabilidad de realizar trabajos en el
área.
"Este archipiélago es una reserva de la biósfera y es un patrimonio ecológico y social y cultural bastante importante
para correr cualquier riesgo", dijo Santos en medio de aplausos durante un acto en la isla de San Andrés. "Por eso inclusive ya hemos hablado con las empresas que tenían, a las que se les adjudicó el bloque, para que vean en qué otro
sitio pueden buscar el gas y el petróleo. Ellos entenderán muy bien que esta es una decisión que tiene unas prioridades", agregó.
Colombia atraviesa un auge en la exploración y explotación de hidrocarburos y minerales, apoyado por una multimillonaria inversión extranjera directa, ante el mejor clima de seguridad logrado por el ex presidente Alvaro Uribe y continuado por Santos, por lo que no se espera que la decisión afecte la inversión en el sector que más divisas le genera al
país. Eso ha llevado a que el país se consolide como el cuarto productor latinoamericano de crudo y el cuarto exportador mundial de carbón. Se cree que la costa caribeña de Colombia posee grandes reservas de gas, así como de crudo de
menor grado.
Repsol cambia el estatuto para expulsar a Pemex
EL CRONISTA – La compra de acciones de la petrolera Repsol que realizó Pemex provocó un escándalo en la empresa europea. Ahora, los consejeros de la firma española decidieron modificar los estatutos con la finalidad de dejar fuera a la mexicana del Consejo. Al concluir la primera reunión del Consejo de Administración de Repsol desde que
Petróleos Mexicanos (Pemex) y la constructora Sacyr Vallehermoso determinaron votar juntos, los consejeros de Repsol decidieron modificar los estatutos con la finalidad de dejar fuera a Pemex del Consejo. Ante la presencia del director general de Pemex, Juan José Suárez Coppel, en una junta con una duración de más de nueve horas, se acordó
además instar a Pemex y a Sacyr Vallehermoso a dejar sin efecto el Acuerdo de Accionistas, con lo que se estaría pidiendo a ambas firmas dejar atrás el voto sindicado.
La historia se remonta al 1º de septiembre, cuando Pemex anunció la compra de 5% de las acciones de Repsol, adicional a 4.8% que ya poseía, logrando junto con Sacyr una participación de 29.8%, con lo que ambas firmas acordaron
votar de manera conjunta en el Consejo de Repsol. De acuerdo con el medio español CincoDías.com, el Consejo de Repsol remitió a la Comisión Nacional del Mercado de Valores un manifiesto de apoyo a su presidente Antonio Brufau y a
la Alta Dirección de la empresa, ratificando todas las actuaciones realizadas ante el acuerdo entre Pemex y Sacyr. Al
respecto, el director del posgrado en Relaciones Internacionales del Instituto Tecnológico Autónomo de México, Duncan Wood, expuso que si bien el aumento accionario de 4.8% a 9.8% por parte de Pemex en Repsol le ha costado y seguirá costando pleitos, bien vale la pena para Pemex mantenerse en este negocio. La pregunta correcta es si vale la
pena luchar por esta participación en Repsol. Yo diría que sí, porque Pemex puede ganar mucho en cuanto a experiencia internacional, acceso a tecnologías que necesita y fue una compra bastante barata en contexto internacional, aseguró a El Economista.
Conflicto de interés: La propuesta fue modificar la redacción de los artículos 19 y 22 del Reglamento del Consejo de
Administración, con el propósito de reforzar con carácter de urgencia, los mecanismos de protección del interés social
de Repsol YPF ante dos situaciones de conflicto de interés especialmente relevantes (designación de un competidor
como Consejero y aprobación de operaciones vinculadas). En ambos supuestos se establecen ciertas garantías. Más
tarde, mediante un comunicado, Pemex indicó que impugnará los acuerdos tomados en el Consejo de Repsol y se reserva todas las acciones legales procedentes.
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Argentina: San Antonio albergaría la cuarta planta
regasificadora de GNL
RIONEGRO.COM.AR - Todo comenzó en enero de este año, cuando desde lejanas tierras árabes la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, luego de firmar acuerdos de integración energética con Qatar, anunció que más allá de la
compra de gas a ese país los convenios preveían la realización de estudios para la instalación de una planta regasificadora en Río Negro, en la zona del golfo de San Matías. La elíptica mención del posible emplazamiento, que podía indicar que el proyecto apuntaba a Sierra Grande o a San Antonio Oeste, sembró una duda que comenzó a develarse recientemente, cuándo una delegación de expertos en este tipo de emprendimientos visitó el área y fijó sus ojos en uno
de los tramos de la Ruta Provincial 1, más conocida como el Camino de la Costa.
A poca distancia de la baliza "San Matías" de esta villa portuaria, donde ese sendero de ripio comienza su derrotero
que, uniendo playas paradisíacas, culmina en "La Lobería" viedmense, pretende construirse, mar adentro, una planta
de descompresión de hidrocarburos gaseosos, a la que llegarán buques de gran porte cargados de gas líquido para luego volverlo a su estado natural en esas instalaciones, y volcarlo al sistema nacional. La iniciativa pretende sumar hasta 20 millones de metros cúbicos por día, que cubrirían prácticamente el 20% del consumo diario del país.
Desde enero a hoy, sin embargo, es poco lo que se conoce acerca del futuro emprendimiento, aunque en ese viaje que se
manejó en un marco de absoluta reserva los técnicos que arribaron a la zona mantuvieron contactos con referentes de
la terminal de servicios portuarios Patagonia Norte, qué, dada su ubicación muy próxima al lugar señalado para la
instalación de la planta, podrían brindar un apoyo estratégico para que las embarcaciones que lleguen a la regasificadora, luego de la descarga, puedan contar con su estructura para el posible reaprovisionamiento de combustible o para la realización de alguna labor de mantenimiento.
Hay un trabajo de campo importante que vienen realizando profesionales argentinos y qataríes, la información que
manejo hasta ahora es que efectivamente el proyecto estaría ubicado en los primeros tramos de la ruta provincial nº
1, en el Puerto SAE. Por datos extraoficiales, puedo adelantar que se piensa en una obra de infraestructura ubicada
sobre el mar. Sería una planta regasificadora que representarían una inversión de 300 a 400 millones de dólares manifestó Javier Iud, el intendente de la localidad.
La obra se sumaría a una serie de inversiones que se vienen realizando en esta materia a lo largo del país, como las
instalaciones para el arribo de buques regasificadores inauguradas en Bahía Blanca en 2008, y la flamante planta
regasificadora de la localidad bonaerense de Escobar, cuya inauguración se realizó a principios de junio de este año.
Justamente, aunque el proyecto que se idearía para emplazar en la Ruta 1 tendría características similares a este
último, se prevé que los qataríes diseñen una estructura de porte mucho mayor. Un dato importante, si se tiene en
cuenta que la planta bonaerense puede aportar hasta 8.000.000 m3 de gas (un 15% más que la importación diaria
máxima desde Bolivia) entre sábados y domingos, y hasta 12 millones de m3 durante los días de semana.
La escasa información oficial con que se cuenta dejó trascender sobre el emprendimiento parece buscar que la expectativa se centre en la envergadura económica que tendrá la obra, y soslaya dos puntos centrales que tienen una relevancia clave a la hora de comenzar a analizar el tema.
El primero, es que la legislación vigente en la provincia, a través de la Ley 3308 prohíbe la prospección, explotación y
extracción petrolífera y gasífera en el golfo de San Matías incluyendo también los pasos salientes a la actividad que
pretende desarrollarse, debido a que el gas natural licuado (GNL) es una mezcla de hidrocarburos gaseosos mantenida
en estado líquido por aumento de presión y/o descenso de temperatura, compuesto principalmente por propano. Esto
indica que para que el proyecto pueda materializarse, tanto en el Camino de la Costa como en cualquier otro punto de
la provincia, deberá abrirse un debate que apunte, si se considera viable, a la modificación de esa normativa.
El segundo punto tiene que ver con el impacto ambiental que podría generar un desarrollo de esa envergadura dentro
de un área natural protegida como lo es la bahía San Antonio, que aún no posee plan de manejo que regule y ordene
las actividades que se realizan y pretenden desarrollarse dentro del territorio que abarca. En este caso, además, la
ubicación prevista para la obra apunta a una zona especialmente sensible que constituye un corredor natural de playas que alberga condiciones ambientales que favorecen la existencia de una abundante fauna marina y una importante avifauna, que se congrega al migrar atraída por el alimento disponible. Elementos que, conjugados, la dotan de un
innegable potencial turístico, que podría verse malogrado por la puesta en marcha de esta iniciativa, que también implica riesgos para la población circundante, que deberán ser concienzudamente analizados.
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Pdvsa invertirá 700 millones de dólares en fábrica de taladros
EL CARABOBEÑO - La empresa estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) creó 11 filiales dedicadas a promover y apalancar el desarrollo sustentable del país, manifestó Ower Manrique, presidente de Pdvsa Industrial. Esta filiales comenzaron a crearse en el año 2007 y las últimas constituidas fueron Pdvsa Salud y Pdvsa Mantenimiento, en 2010.
Las empresas filiales conforman un conglomerado de unidades productivas. ―Nada más en el área industrial están en
marcha 22 iniciativas entre proyectos en construcción y empresas en marcha‖, detalló el directivo de la gran corporación petrolera.
Una de las experiencias medulares que lleva adelante la estatal petrolera en asociación con sus aliados chinos es la
Industria China Venezolana de Taladros (ICVT). ―Al finalizar el año 2011 ya habremos incorporado a la explotación
de crudo 16 unidades ensambladas en el país. Son los primeros equipos entregados; cuatro fueron terminados en 2010
y este año culminamos 12, la misma cantidad que aspiramos a construir en 2012‖, precisó el servidor público. La planta de taladros ensambla los equipos, pero el año que viene se tiene previsto incorporar componentes nacionales. ―En
2015 podremos decir que el taladro es de fabricación nacional, porque con la transferencia de tecnología china vamos a
agregarle partes y componentes hecho en Venezuela. Para alcanzar la meta se prevé una inversión de 700 millones de
dólares en los próximos cuatro años‖. Pdvsa, con la política de control operacional y de asociación con países aliados
para la fabricación de bienes e insumos, logra grandes ahorros. ―Muy distinto de la vieja Pdvsa, que entregaba los recursos a terceros y cobraba lo que se le ocurría‖, comentó el titular de Pdvsa Industrial.
Perupetro suscribió contratos de exploración adecuados a
nuevas normas socioambientales y de consulta
ANDINA - Perupetro informó que suscribió cinco nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos con
las empresas Tecpetrol (Lote 174), Pitkin Petroleum (Lote XVIII), Hydrocarbon Exploration (lotes 183 y 188) y Ecopetrol (Lote 179), las que ganaron el derecho a explorar estos lotes en la licitación realizada en octubre del año pasado.
Explicó que estos contratos se han suscrito la semana pasada bajo nuevas condiciones socioambientales que aseguren
el cumplimiento de los procesos de participación ciudadana contemplados en la Ley de Consulta Previa a los Pueblos
Indígenas u Originarios. Además, estas empresas aceptaron suscribir, adicionalmente al contrato, un Acta de Ratificación de Compromisos Socioambientales, comprometiéndose a participar con el Estado peruano en el fortalecimiento
del diálogo intercultural y en la promoción del desarrollo sostenible de los pueblos indígenas del área de influencia
directa del contrato.
Las empresas no solo ratificaron su compromiso de dar estricto
cumplimiento a la Ley de Consulta Previa sino al futuro reglamento de dicha ley en lo que resulte aplicable. Estos cinco contratos de
licencia forman parte de la licitación realizada en octubre del año
pasado, y que fueron aprobados por decreto supremo en julio del
2011. Perupetro resaltó la disposición de estas empresas de adecuarse a la Ley de Consulta Previa, promulgada por el actual gobierno como parte de su compromiso con las comunidades y con la explotación responsable de los recursos no renovables del país.
De esta manera, dijo que se reafirma la premisa fundamental de que los proyectos de inversión deberán respetar el
entorno ambiental en el cual se desarrollarán. La suscripción de un Acta de Compromiso con las empresas obligará a
que las nuevas operaciones se adecuen a los alcances de la Ley de Consulta Previa. A través del acta firmada, los representantes de las empresas suscriptoras expresan su compromiso de respetar los derechos fundamentales de los
pueblos indígenas, así como los tratados internacionales ratificados por el Estado peruano.
Ello en el marco de la ejecución de las actividades necesarias para la exploración y explotación de hidrocarburos en el
área del contrato, convencidos del enorme potencial hidrocarburífero del territorio peruano. Perupetro explicó que los
montos de inversión que implicarán estos dependerán de los resultados de los trabajos ejecutados que se alcancen en
la fase de exploración.
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TOTAL/DIA
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
44,52
8,71
28,68
7,13
2
44,54
9,05
28,35
7,13
3
44,51
8,92
28,47
7,12
4
43,87
7,48
29,25
7,14
5
44,73
8,97
28,61
7,15
6
44,60
8,99
28,49
7,12
7
44,53
9,06
28,34
7,13
8
44,55
9,00
28,43
7,12
9
44,62
8,85
28,64
7,13
10
42,35
8,50
27,33
6,53
7,12
11
43,50
7,81
28,56
12
43,76
8,78
27,84
7,13
13
43,48
8,89
29,02
5,56
14
43,62
8,98
26,16
8,48
15
43,22
9,23
25,55
8,44
16
42,44
9,23
23,58
9,63
17
42,82
8,84
23,64
10,34
18
44,39
7,66
28,72
8,01
19
43,64
8,60
27,92
7,12
20
43,52
8,50
27,90
7,12
21
44,19
8,70
28,37
7,12
22
44,21
8,85
28,26
7,11
23
44,35
8,83
28,41
7,11
24
43,37
7,74
28,52
7,12
25
43,54
6,85
29,53
7,16
26
43,31
8,23
27,95
7,13
27
44,89
8,50
29,28
7,11
28
44,51
8,13
29,26
7,11
29
44,54
8,38
29,06
7,10
TOTAL/MES
1274,10
248,24
812,13
213,73
PROMEDIO/DIA
43,93
8,56
28,00
7,37
30
PAG.15
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TOTAL/DIA
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
44,41
8,47
28,83
7,11
2
44,09
8,54
28,40
7,15
3
44,89
8,69
29,06
7,14
4
44,22
8,64
25,51
10,08
5
43,66
8,55
25,51
9,61
6
43,40
7,70
28,58
7,12
7
44,30
7,54
30,62
6,15
8
44,12
8,56
29,43
6,13
9
44,32
8,72
29,49
6,11
10
44,40
8,67
28,62
7,10
7,12
11
44,68
8,71
28,85
12
44,61
8,86
28,65
7,10
13
44,41
8,66
28,67
7,08
14
43,90
7,84
28,88
7,18
15
44,41
8,74
28,56
7,10
16
43,62
8,55
27,95
7,12
17
44,62
9,01
28,51
7,10
18
44,75
9,34
28,27
7,13
19
44,19
9,14
27,94
7,11
20
44,24
7,71
29,42
7,11
21
43,73
7,36
29,26
7,11
22
44,54
8,56
28,87
7,12
23
44,21
8,74
28,35
7,12
24
44,11
8,65
28,35
7,11
25
44,06
8,69
28,23
7,13
26
44,09
8,80
28,17
7,11
27
43,02
8,60
27,65
5,78
28
43,91
7,84
28,93
7,14
29
44,33
8,80
28,41
7,12
30
44,56
8,78
28,64
7,13
31
44,75
8,76
28,82
7,17
TOTAL/MES
1370,53
264,21
883,43
221,90
PROMEDIO/DIA
44,21
8,52
28,50
7,16
PAG.16
HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M
TOTAL/DIA
CONSUMO
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
BRASIL
ARGENTINA
1
44,58
8,69
28,11
7,78
2
44,19
8,20
28,24
7,75
3
43,47
7,28
28,41
7,78
4
43,75
8,30
28,74
6,71
5
44,41
8,59
28,64
7,19
6
44,27
8,64
28,51
7,11
7
43,64
8,55
27,92
7,17
8
44,20
8,67
28,32
7,20
9
44,18
8,15
28,82
7,21
10
43,91
7,47
29,25
7,20
11
44,31
8,58
28,54
7,19
12
44,13
8,88
28,12
7,13
13
44,80
9,04
28,61
7,15
14
44,22
8,87
28,16
7,19
15
44,38
9,05
28,17
7,16
16
44,23
8,51
28,57
7,15
17
43,51
7,66
28,74
7,11
18
44,33
8,59
28,59
7,15
7,12
19
44,85
8,55
29,19
20
44,75
8,65
28,93
7,17
21
43,50
8,64
27,64
7,22
22
44,50
8,65
28,72
7,12
23
43,24
7,86
28,20
7,18
24
43,93
7,06
29,67
7,20
25
44,54
8,56
28,79
7,20
26
45,44
8,69
29,56
7,18
27
44,54
8,77
25,25
10,52
28
44,05
8,82
25,14
10,10
29
44,08
8,78
25,09
10,21
30
44,06
8,17
25,20
10,69
31
45,26
7,35
30,80
7,12
TOTAL/MES
1371,26
260,27
874,64
236,36
PROMEDIO/DIA
44,23
8,40
28,21
7,62
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M
PAG. 17
TOTAL/DIA
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
44,26
8,58
28,55
7,13
2
44,11
8,61
28,37
7,13
3
44,32
8,75
28,44
7,12
4
44,54
8,18
29,19
7,17
5
43,93
7,24
29,55
7,13
6
43,90
8,35
28,43
7,12
7
44,20
8,45
28,63
7,13
8
44,25
8,43
28,70
7,12
9
43,89
8,33
28,85
6,71
10
44,41
8,34
28,90
7,17
11
43,66
7,55
28,94
7,17
12
43,86
6,77
29,97
7,13
13
44,20
7,53
29,53
7,13
14
44,62
8,11
29,36
7,15
15
45,04
8,52
29,36
7,16
16
44,67
8,60
28,96
7,11
17
44,58
8,66
28,77
7,14
18
44,28
8,31
28,83
7,13
19
44,14
7,58
29,42
7,14
20
44,71
8,45
29,13
7,13
21
43,93
7,73
29,06
7,14
22
44,38
8,51
28,71
7,16
23
44,01
7,55
29,30
7,16
24
44,45
8,09
29,21
7,15
25
44,83
7,93
29,74
7,16
26
44,63
7,47
30,01
7,15
27
44,56
8,33
28,92
7,32
28
44,14
8,51
28,46
7,17
29
44,39
8,67
28,57
7,15
30
44,41
8,57
28,71
7,13
TOTAL/MES
1329,29
244,69
870,57
214,03
PROMEDIO/DIA
44,31
8,16
29,02
7,13
PAG.18
HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M
TOTAL/DIA
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
35,01
5,61
21,67
7,74
2
35,15
5,72
21,71
7,72
3
37,94
6,93
23,26
7,75
4
38,29
7,38
23,20
7,71
5
38,63
7,70
23,19
7,73
6
38,89
8,01
23,14
7,74
7
35,96
7,52
20,69
7,75
8
35,19
6,76
20,71
7,72
9
36,40
8,02
20,66
7,73
10
36,71
8,31
20,67
7,73
11
35,70
8,63
20,65
6,42
12
36,57
8,45
20,62
7,51
13
37,03
8,66
20,63
7,74
14
35,56
8,17
19,68
7,71
15
34,19
6,81
19,65
7,74
16
35,65
8,17
19,75
7,72
17
39,04
8,65
22,64
7,75
18
39,12
8,69
22,69
7,74
19
39,16
8,78
22,64
7,74
20
39,26
8,83
22,68
7,75
21
38,76
8,33
22,70
7,74
22
38,03
7,59
22,68
7,75
23
42,35
8,51
26,64
7,20
24
42,19
8,70
26,67
6,82
25
43,62
8,71
27,78
7,13
26
42,86
8,68
28,05
6,12
27
43,12
8,60
28,39
6,13
28
42,56
7,54
28,89
6,13
29
42,81
6,80
29,82
6,19
30
44,94
8,27
29,54
7,14
31
45,12
8,45
29,53
7,13
TOTAL/MES
1205,82
245,97
731,25
228,61
PROMEDIO/DIA
38,90
7,93
23,59
7,37
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M
PAG. 19
TOTAL/DIA
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
39,12
6,74
24,64
7,74
2
36,41
5,94
22,73
7,74
3
35,29
4,80
22,75
7,74
4
37,05
6,65
22,68
7,72
5
37,40
7,03
22,64
7,72
6
32,67
7,23
22,63
2,81
7
37,41
7,26
22,62
7,53
8
33,90
7,40
22,61
3,89
9
35,20
6,70
22,65
5,84
10
34,69
5,48
22,64
6,57
11
37,39
7,02
22,61
7,76
12
37,26
7,06
22,61
7,59
13
37,66
7,31
22,62
7,73
14
37,94
7,63
22,59
7,73
15
45,85
7,88
30,84
7,14
16
43,99
7,71
29,16
7,12
17
43,37
6,39
29,84
7,13
18
43,76
7,69
28,94
7,14
19
43,75
7,80
28,81
7,13
20
43,64
8,09
28,40
7,15
21
29,63
7,86
15,74
6,03
22
28,59
5,74
15,71
7,14
23
29,54
6,46
15,95
7,13
24
27,68
5,44
15,97
6,27
25
29,51
7,36
20,94
1,22
26
42,34
7,55
27,57
7,23
27
30,18
7,68
15,35
7,14
28
43,41
7,71
28,55
7,15
29
30,63
7,69
16,71
6,24
30
36,24
6,78
21,74
7,72
TOTAL/MES
1101,52
210,06
689,27
202,19
PROMEDIO/DIA
36,72
7,00
22,98
6,74
PAG.20
HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
TOTAL/DIA
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
43,48
6,69
29,66
7,14
2
43,32
6,84
29,35
7,13
3
43,25
6,93
29,20
7,12
4
41,14
6,82
26,90
7,42
5
30,36
5,81
16,82
7,74
6
29,35
4,81
16,82
7,72
7
28,42
4,79
15,90
7,73
8
28,00
4,31
15,97
7,72
9
40,25
6,28
26,24
7,73
10
44,99
6,54
31,32
7,13
11
43,41
6,71
29,93
6,77
12
43,10
6,12
29,83
7,14
13
42,92
4,84
30,94
7,14
14
42,86
5,91
29,81
7,14
15
42,87
6,21
29,49
7,17
16
43,34
6,60
29,56
7,18
17
40,57
6,71
26,11
7,75
18
44,83
6,61
31,01
7,21
19
43,99
6,09
30,77
7,13
20
42,70
5,24
30,31
7,16
21
44,03
6,84
30,08
7,11
22
42,69
7,14
28,40
7,15
23
43,14
7,20
28,79
7,14
24
43,25
7,25
28,84
7,16
25
42,61
6,89
28,57
7,16
26
42,24
5,76
29,34
7,14
27
42,73
4,52
31,03
7,19
28
40,49
5,58
27,32
7,59
29
38,39
5,90
24,76
7,74
30
42,57
6,23
28,60
7,73
31
43,01
6,63
28,63
7,75
TOTAL/MES
1268,30
190,79
850,29
227,22
PROMEDIO/DIA
40,91
6,15
27,43
7,29
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M
PAG. 21
TOTAL/DIA
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
41,69
7,58
26,97
7,14
2
41,68
7,66
26,87
7,15
3
42,35
7,54
27,68
7,13
4
42,33
7,65
27,53
7,15
5
40,74
6,69
27,91
6,13
6
40,49
5,84
28,28
6,37
7
41,51
7,31
27,58
6,62
8
42,23
7,18
27,94
7,11
9
42,99
7,01
28,86
7,12
10
43,37
6,91
29,33
7,13
11
42,64
6,81
28,68
7,14
12
41,73
6,10
28,50
7,13
13
42,14
5,28
29,74
7,12
14
43,28
6,72
29,44
7,11
15
43,17
6,43
29,62
7,12
16
42,70
6,47
29,00
7,23
17
43,76
6,76
29,75
7,24
18
43,57
6,40
29,92
7,25
19
44,39
6,39
30,77
7,23
20
40,19
5,28
27,68
7,23
21
45,04
6,84
30,95
7,25
22
43,76
6,64
29,86
7,26
23
43,07
6,57
29,24
7,27
24
42,91
6,13
29,53
7,25
25
43,64
6,27
30,10
7,27
26
43,23
6,11
29,83
7,29
27
43,25
5,02
30,96
7,27
28
42,81
6,36
29,15
7,30
TOTAL/MES
1194,65
183,95
811,67
199,02
PROMEDIO/DIA
42,67
6,57
28,99
7,11
PAG.22
HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M
V O LÚ M E N I , NR O . 1 3 1
TOTAL/DIA
CONSUMO
BRASIL
ARGENTINA
1
33,34
4,75
20,82
7,77
2
32,81
5,34
19,73
7,74
3
37,62
6,85
23,03
7,74
4
32,61
7,51
19,35
5,75
5
33,03
7,65
19,68
5,71
6
36,40
7,70
23,00
5,71
7
35,94
7,70
22,51
5,73
8
36,78
7,36
23,70
5,72
9
36,86
6,46
24,68
5,72
10
36,36
7,54
23,10
5,72
11
35,98
7,63
22,61
5,74
12
36,38
7,73
22,63
6,03
13
36,66
7,51
22,61
6,54
14
36,53
7,81
22,59
6,13
15
37,22
7,39
24,10
5,72
16
36,57
6,75
24,09
5,73
17
36,91
7,74
23,10
6,08
18
38,30
7,81
24,07
6,42
19
35,13
7,80
21,60
5,73
20
34,89
7,77
21,40
5,73
21
34,94
7,74
21,49
5,71
22
34,80
6,68
22,39
5,74
23
34,70
6,00
22,97
5,74
24
34,92
7,79
21,38
5,75
25
34,37
7,84
20,89
5,64
26
35,04
7,84
21,46
5,74
27
34,95
7,69
21,52
5,74
28
34,94
7,71
21,50
5,74
29
35,63
7,35
22,54
5,74
30
35,32
6,06
23,52
5,75
31
39,34
7,41
26,19
5,73
TOTAL/MES
1105,31
224,88
694,25
186,18
PROMEDIO/DIA
35,66
7,25
22,40
6,01
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