INFORME SEMANALHidrocarburosBolivia.com Volúmen I, Nro. 84 Del 25/10/2010 al 31/10/2010 Destacamos en este Informe Semanal: La transparencia informativa está bajo la lupa 23 nuevas áreas reservadas para YPFB YPFB propone rehacer estudio sobre Margarita Segunda versión del FIGAS será en noviembre $us 1.028 millones ingresaron por renta petrolera YPFB Andina iniciará perforación en Camiri Bs. 512 millones recaudados por venta de RECON BBC: Bolivia en duda como potencia gasífera Experto recomienda perforar 65 pozos al 2020 Licitaran estudio para llevar GNL a poblaciones Petrobras inicia producción del presal GNL: Irán quiere licuar el gas natural venezolano Pluspetrol apuesta al tight gas en Neuquén Piden a Peru LNG que informe sobre sus precios 2 3 4 4 5 5 6 7 8 9 10 10 11 10 El informe de Ryder Scott quema las manos del Gobierno Gonzalo Jordán Lora/Semanario Pulso - La filtración de supuestos datos del informe de Ryder Scott (en proceso de revisión por YPFB y aún sin divulgar), que calculan las reservas probadas de gas de los principales campos del país (San Alberto, Margarita, Itaú, Sábalo y San Antonio) en 8,86 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés), además de generar incertidumbre y preocupación en el rubro, ha provocado la revelación de cifras (antes) incómodas y manejadas con discrecionalidad durante cinco años, pero que ahora parecen gustar. Según estimaciones de la consultora Gas Energy, Bolivia necesita 12,7 TCF de reservas probadas para poder cumplir con los actuales contratos de exportación a Brasil y Argentina, atender el mercado interno por diez años y poder realizar los proyectos de industrialización que el Gobierno tiene pensados. Actualmente, en promedio, se exporta al Brasil 30 millones de metros cúbicos de Carlos Villegas, presidente de YPFB y Guale Ramírez, vicepresigas diariamente (MMCD); a la Argentina, dente de Ryder Scott durante la firma del contrato para la entre 4,5 y 6 MMCD; y la demanda interna certificación de las reservas hidrocarburíferas en Bolivia de gas prevista para la presente gestión asciende a 7 MMCD, con una tasa anual de crecimiento entre el 11 y 16 por ciento, que irá en aumento en la medida que la economía nacional también crezca. Tal y como están las cosas, y de ser ciertas las proyecciones de 8,86 TCF de reservas probadas de gas en los principales campos, Bernardo Prado, consultor en temas energéticos, considera que Bolivia podría cumplir sus compromisos con Brasil, Argentina y el mercado interno hasta el 2019; sin embargo, la industrialización que se ha propuesto emprender YPFB (ahora en manos de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos EBIH), así como la exportación de gas a nuevos mercados (Paraguay y Uruguay) se verían seriamente comprometidos. Por otra parte, Prado advierte que el compromiso adoptado por el Gobierno boliviano de garantizar la provisión de gas natural para el proyecto del Mutún, y los planes de convertirnos en país exportador de energía eléctrica, en este nuevo escenario, se ponen cuesta arriba. En efecto, de acuerdo con estimaciones de YPFB, a partir de 2011, la demanda de gas natural del Mutún será de 2,7 MMCD; en 2014 se incrementará hasta 4,7 MMCD; y a partir de 2018, a 8,4 millones de metros cúbicos día. Por otra parte, la termoeléctrica de Entre Ríos, inaugurada en julio último, tiene programado transformar diariamente, a partir de marzo del próximo año, 20 millones de pies cúbicos de gas seco (98 por ciento de metano) para la generación de 100 MW de energía eléctrica. De no ampliarse las reservas probadas de gas, la demanda de estos dos proyectos pondrá en figurillas el actual delicado equilibrio (entre demanda y oferta) energético que posee el país. PAG. 2 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 . 8 4 La transparencia gubernamental en el sector extractivo está bajo la lupa HidrocarburosBolivia.com - La segunda semana de octubre se publicó el “Revenue Watch Index”, un instrumento que pretende medir y comparar la información que los gobiernos ponen a disposición de la sociedad sobre el manejo del sector extractivo. Este índice rankea el nivel de transparencia en 41 países elegidos entre los principales productores en la industria del petróleo, el gas y la minería. Entre los evaluados, pueden encontrarse países industrializados y avanzados como Noruega o Estados Unidos y también países que se encuentran entre los más pobres del mundo pese a contar con abundantes recursos naturales. Efectivamente, los Estados que descansan en los ingresos provenientes del petróleo, del gas y de los recursos mineros pueden ser proclives a tener una mala gestión o a desarrollar prácticas corruptas. Bolivia está ubicada en la posición 19 con un puntaje de 56/100. El sector extractivo (hidrocarburos y minería) representa el 67% de los ingresos percibidos por concepto de exportaciones convirtiéndose en el pilar de la economía boliviana. Para medir la transparencia en los ingresos, el Revenue Watch Index evalúa la disponibilidad de información cubriendo 7 áreas en la gestión de los recursos naturales: • Acceso a los recursos: la disponibilidad de datos que detallan los contratos y los términos de las licencias y procedimientos, así como la existencia de mecanismos legales y regulatorios para acceder a dicha información. • Generación de ingresos: la disponibilidad de información detallada publicada por las diferentes agencias gubernamentales en la producción y los pagos, así como la evaluación de su accesibilidad y frecuencia. • Marco institucional: reglas, roles y responsabilidades de los principales actores involucrados en la gestión de la generación de ingresos, así como la presencia de controles internos y otras formas de control. • Empresas estatales: la disponibilidad de información respecto de las estructuras de gobierno de las entidades de propiedad del Estado y los reportes sobre sus prácticas. • Fondos de recursos naturales: las reglas que gobiernan la operación de los fondos y sus reportes de actividades. • Transferencias subnacionales: las leyes que regulan la participación de los distintos niveles de gobierno en los ingresos, y la revelación de información sobre esta participación. • Iniciativas de Transparencia de las Industrias Extractivas EITI : la extensión en la cual los países miembros han cumplido con los criterios de la EITI (por ejemplo, publicación de los informes EITI, independencia de las auditorías, información sobre pagos e ingresos de las empresas de propiedad del Estado). Haga click sobre la imagen para descargar el documento El resultado de la aplicación de este índice a los 41 países estudiados muestra una escena mixta respecto de la Transparencia en los ingresos provenientes de las actividades extractivas. En efecto, la mayoría de los países examinados (29 de 41) entregan información pública muy limitada sobre sus recursos naturales. Esta falta de transparencia impide que los ciudadanos puedan pedir cuentas a sus gobiernos por la gestión de dichos recursos. Países como Azerbaijan, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Kazakhstan, México, Noruega, Perú, Rusia, Timor Oriental y los Estados Unidos entregan relativamente más información sobre la producción de minerales, hidrocarburos y sus ganancias. Países como Argelia, la República Democrática del Congo, Guinea Ecuatorial, Ghana, Kuwait, Arabia Saudi, Tanzania y Turkmenistán entregan escasa o muy poca información sobre sus ingresos provenientes del petróleo, gas y minería. La transparencia en los contratos es excepcional entre los países evaluados. Solo en Colombia, Perú, Liberia, Timor Oriental y los Estados Unidos los gobiernos publican íntegramente los contratos. Incluso en estos casos, la información es de difícil acceso, y muchos gobiernos incluso no revelan estos contratos a sus cuerpos legislativos. Un punto interesante develado por el Índice es que las reivindicaciones de los gobiernos respecto de la necesidad de confidencialidad para cierta información carece de fundamento. En efecto, el índice muestra que muchos gobiernos entregan información que otros mantienen confidencial, y viceversa. La información es un prerrequisito para la rendición de cuentas, y es también una herramienta esencial en la gestión de sectores tan complejos como la extracción de recursos naturales. V O LÚ M E N I , NR O . 8 4 HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M PAG. 3 De 33 a 56 : 23 Nuevas áreas para exploración hidrocarburífera fueron reservadas por el Gobierno mediante Decreto Supremo para YPFB HidrocarburosBolivia.com - YPFB se reservó 56 áreas de interés hidrocarburífero, en zonas tradicionales y no tradicionales del país, a objeto de acelerar tareas de exploración y explotación por cuenta propia o en asociación con empresas petroleras mediante contratos de servicio. El Decreto Supremo N° 0676, aprobado el pasado 20 de octubre pasado amplía de 33 a 56 las áreas de interés hidrocarburífera en favor de YPFB Corporación. “Es necesario incrementarlas en función a la existencia de estructuras prospectables y la gran cantidad de información que se cuenta en cada una de las áreas seleccionadas”, señala la norma vigente. “Con la aprobación de este decreto, en el país habrá una nueva corriente exploratoria; por tanto, YPFB tiene que entablar conversaciones con muchas empresas porque la finalidad de la exploración significará el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos para el país”, señala un informe de YPFB Corporación. Las áreas reservadas para la estatal petrolera son: Madre de Dios, Río Beni, Madidi, Secure zona 19, Secure zona 20, Cedro, Almendro, Azero, Carohuaicho, Iñau, Sauce Mayu, Itacaray, Huacareta, Tiacia, Aguarague Sur A, Aguarague Sur B, Aguarague centro, Aguarague Norte, Iñiguazu, San Telmo, Coipasa, Corregidores, Buena Vista, Camatindi, Sanandita, Astillero, Sunchal, Sayurenda, Villamontes, Isipote, Carandaiti, Boyuibe, Yoai, Cupecito, Chispani, Lliquimuni, Chepite, Isarsama, Manco Kapac, San Miguel, Florida, El Dorado Oeste, Arenales, Taputá, Ovai, Algarrobilla, Uchan, Casira, La Ceiba, Capiguazuti, Río Salado, La Guardia, Iguembe, San Martin, Okinawa, Rodeo, Pilar, El Remate, Nuevo Horizonte y Puerto Grether. YPFB Corporación está preparando toda la información técnica para que compañías privadas puedan visitar el data room del Centro Nacional de Información Hidrocarburifera (CNIH). Al momento existe el interés adelantado de varias compañías para iniciar la campaña de exploración para determinar la factibilidad de nuevas reservas de hidrocarburos en territorio nacional. De las 56 áreas bajo tuición de la empresa estatal petrolera, destaca las operaciones desplazadas por empresas como la subsidiaria YPFB Petroandina SAM con operaciones en la zona tradicional y no tradicional de explotación de hidrocarburos. Del mismo modo, otras bajo la modalidad de convenios de estudios para firma de contratos de exploración. En el listado también se contempla la inclusión de zonas de interés hidrocarburífero en ubicaciones estratégicas. En el marco de las previsiones adoptadas en los artículos 32, 132 y 133 de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, se deberá emplear tecnología adecuada y mitigar impactos socio ambientales y culturales, en el caso de áreas reservadas que se encuentren en áreas protegidas. Haga click sobre la imagen para descargar el documento La normativa menciona que las áreas reservadas a favor de YPFB, se otorgan, conceden y adjudican a la indicada empresa estatal a objeto de su exploración y explotación por si, y en asociación mediante contratos de servicio. Las actividades hidrocarburíferas a realizarse en estas áreas reservadas para YPFB deberán respetar el ordenamiento jurídico vigente, según se menciona el DS 0676. El marco normativo vigente permite la suscripción de Contratos de Servicios Petroleros entre YPFB y otras empresas petroleras nacionales y/o extranjeras. Los contratos de exploración contemplan un conjunto de principios; en primer término que las empresas que expresen interés y suscriban contratos, realicen inversiones a cuenta y riesgo. En la medida en que la exploración sea positiva y se declare la comercialidad, se conforma una empresa Sociedad Anónima Mixta entre YPFB y la empresa interesada. PAG. 4 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 . 8 4 YPFB propone rehacer estudios sobre reservas de campo Margarita CORREO DEL SUR - Descartando por ahora todo estudio anterior sobre el campo Margarita que comprometa un recorte de regalías a Tarija, YPFB propuso ante la Asamblea Legislativa de Chuquisaca realizar un nuevo estudio sobre las reservas de gas y condensado que hubiera entre ambos departamentos. Quedó claro que a la fecha la consultora Ryder Scott, que fue contratada para actualizar las reservas de gas en el país, no hizo ningún estudio y cálculo del factor de distribución del campo Margarita. Ese trabajo iniciará una vez que Tarija y Chuquisaca acepten el planteamiento de YFPB. El presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, dijo que desde febrero de 2009 trabajan en la búsqueda de una solución para destrabar el problema y evitar tensiones entre regiones hermanas. “Ahora ambas gobernaciones tienen en su poder una propuesta de términos de referencia que hemos enviado para contratar a una empresa extranjera que pueda realizar el estudio sobre las reservas del campo Margarita, determinando si es o no un reservorio compartido, y si el resultado fuese positivo que la empresa también estudie, analice y entregue el factor de distribución”, dijo Villegas. Consultado sobre si Tarija no acepta la propuesta, el titular de YPFB descartó tomar una decisión al respecto porque no le compete. Por su lado, el presidente de la Asamblea Legislativa Departamental de Chuquisaca, Cristian Sanabria, aceptó la propuesta de esperar un nuevo estudio pero también conminó al Presidente de YPFB a tomar una decisión si persiste la negativa de Tarija. “Iremos al diálogo pero la última medida será usted como presidente de Yacimientos, quién asuma la última palabra para hacer la contratación y hacer cumplir la Ley de Hidrocarburos”, instó Sanabria a Villegas. La Asamblea Departamental atendió el informe de YPFB en una sesión extraordinaria, a la que asistieron parlamentarios, cívicos y organizaciones sociales. Segunda versión del Figas se realizará en Tarija el próximo mes EL MUNDO - La segunda versión del Foro Internacional del Gas (Figas), se realizará en la ciudad de Tarija del 17 al 19 de noviembre con la presencia de expertos internacionales que disertarán temas relacionados al gas, hidrocarburos, electricidad y energía, en el marco más apropiado para hacerlo, como es la capital del departamento con mayor reserva de recursos energéticos del país, explicó Miguel Zabala Bishop, comisario general del evento. El foro denominado “Hidrocarburos y electricidad ante demandas crecientes” contará con el apoyo del Instituto para la Excelencia en los Negocios del Gas, Energía e Hidrocarburos (Inegas), que hará de las conclusiones del encuentro contenidos actualizados de materias e información para alumnos y docentes de la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno (Uagrm), explicó Jorge Ortiz, director de proyectos empresariales del Inegas. Zabala remarcó que la presencia de expertos internacionales para exponer la experiencia de sus países y el importante intercambio de puesta en marcha de energías sustitutas, será importante para Bolivia que basa sus fuentes de energía en base a la electricidad y al gas. Guaraníes proponen crear otro municipio para zanjar el caso del campo Margarita ERBOL - La Asamblea del Pueblo Guaraní de Itika Guasu (APG-IG) quiere conformar otro municipio en el departamento de Tarija para solucionar el problema del megacampo Margarita, que tiene enfrentados a pobladores de las provincias Gran Chaco y O’Connor por las regalías que genera ese reservorio. El asambleísta departamental, Justino Zambrana, informó que el campo Margarita está ubicado dentro de esa TCO (Tierra Comunitaria de Origen), entre los límites de las provincias Gran Chaco y O’Connor. Pobladores de Villamontes de la provincia Gran Chaco y Entre Ríos de O’Connor, se disputan las regalías del campo Margarita. Pero ahora las diferencias se extienden hasta Chuquisaca, ya que se maneja la hipótesis de que ese reservorio de gas sería compartido entre ese departamento y Tarija. Al respecto, el asambleísta Zambrana señaló que ese problema lo resolverá el trabajo técnico que realice YPFB siempre y cuando haya un acuerdo entre los gobiernos departamentales de Tarija y Chuquisaca. V O LÚ M E N I , NR O . 8 4 HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M PAG. 5 Bolivia recibe en octubre $us 1.208 millones por IDH y regalías AN/YPFB - Un informe de la Unidad de Participaciones, Regalías e IDH (UPRI) de YPFB Corporación, indica que entre enero y octubre de este año, el Estado Plurinacional de Bolivia recibió $us 1.208 millones por concepto de pago por Regalías, Participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). “Es un monto significativo que YPFB genera a través de las obligaciones y responsabilidades que asumió en el marco de la Nacionalización de los Hidrocarburos. El Gobierno Plurinacional a través de las instancias correspondientes entrega esos recursos para el beneficio de toda la población boliviana”, destacó Carlos Villegas, presidente de la estatal petrolera. Entre enero y octubre de este año YPFB Corporación pagó $us 770 millones por concepto de IDH. En el caso de Regalías y Participaciones, la estatal petrolera depositó $us 438 millones en las respectivas cuentas bancarias del Tesoro General de la Nación (TGN), de las Gobernaciones de los departamentos productores de hidrocarburos, además de Beni y Pando, de acuerdo a datos proporcionados por la UPRI. “Un recurso natural como hidrocarburos aporta al país bajo la forma de regalía, IDH y participaciones. Los ingresos principales que obtienen ahora las gobernaciones, los municipios, las universidades estatales y el TGN provienen de los ingresos que genera el sector de hidrocarburos a través de YPFB Corporación”, explicó Villegas. De los 1.208 millones de dólares pagados por la estatal petrolera por Regalías, Participaciones al TGN e IDH, $us 922 millones corresponde a la producción de enero, febrero, marzo, abril, mayo, junio y julio del presente año y el monto restante se deduce de la producción del último trimestre del año 2009. El incremento en las recaudaciones tributarias del sector Hidrocarburos obedece al incremento de la demanda de volúmenes de gas natural de Argentina y Brasil en el periodo estacional invernal, así como al ajuste trimestral de los precios de exportación de gas natural que se elevaron en función a la cotización del crudo internacional de referencia (WTI). El mayor monto por asignación de Regalías Departamentales por Hidrocarburos corresponde al departamento de Tarija con $us 184 millones, seguido por el departamento de Santa Cruz con $us 45 millones, el departamento de Cochabamba $us 24 millones y el departamento de Chuquisaca con $us 13 millones. Asimismo, los pagos efectuados a la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, se efectúan de acuerdo al Decreto Supremo N° 0331 en el cual se establece el mecanismo de asignación directa del 45% del total de las Regalías Departamentales por Hidrocarburos que percibe la Prefectura del Departamento de Tarija a favor de esa provincia. De conformidad a lo establecido en el Decreto Supremo N° 29528, el pago por concepto de Regalías, Participación al TGN e IDH, es efectuado en una sola cuota mensual dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción. YPFB Andina iniciará perforación en el pozo SRR-X1 AN/YPFB - Un convoy de 18 camiones de alto tonelaje transporta las partes y accesorios del equipo de perforación del pozo SRR-X1 hasta el campo petrolero Sararenda en Camiri. “Están llegando ya los equipos a Sararenda en un convoy de cerca a 18 camiones; hasta el fin de semana se va a completar toda la carga”, indicó Mario Arenas, gerente general de YPFB Andina. El equipo de perforación llegó al puerto de Arica vía marítima proveniente de Houston (Texas- EEUU) y desde allí se trasladó a Bolivia. El equipo de reciente fabricación es de manufactura americana (Continental EMSCO C-3 PTX5918); tiene una potencia de 3 mil HP (horse power/caballos de fuerza) y posee una capacidad máxima de carga de 1 millón 600 mil libras. El cronograma de YPFB Andina prevé para noviembre el inicio de las actividades de perforación y su conclusión en octubre de 2011. En octubre del próximo año se realizará la evaluación del pozo. Durante la perforación se realizará el mantenimiento de las obras civiles (camino y planchada), entregadas en abril pasado. El costo global del proyecto alcanza a $us 55 millones. “El costo total de todo el pozo exploratorio va ascender a $us 55 millones aproximadamente. Los recursos que se estiman en Guairuy es de 1.2 TCF. Estos son los resultados que se han obtenido producto de los estudios geológicos que se han realizado”, afirmó Villegas. PAG. 6 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 . 8 4 YPFB transferirá recursos de fondos a la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV AN/YPFB - YPFB Corporación transferirá los recursos provenientes de los fondos de conversión vehicular y de recalificación de cilindros a la cuenta fiscal de la nueva Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV). Según el Decreto Supremo N° 0675 de 20 de octubre de 2010, en el plazo máximo de noventa días calendario a partir de la publicación de esta normativa, la estatal petrolera debe transferir los recursos de los fondos de conversión vehicular y de recalificación de cilindros a Gas Natural Vehicular (GNV) del parque automotor nacional a una cuenta fiscal de la EEC-GNV. “Por cada pie cúbico que vendemos en las estaciones de servicio de GNV, se recauda 20 centavos y con eso se ha formado un fondo. Transferiremos los recursos de los fondos de conversión y de recalificación directamente a este ente ejecutor”, indicó López. Esta transferencia se la realizará una vez se deduzca los compromisos de pago adquiridos hasta la fecha de transferencia con los proveedores de equipos y cilindros de GNV, Talleres de Conversión y Talleres de Recalificación. Cámara Forestal de Pando indica que YPFB vuelve a ofrecer diésel EL DEBER - Tras 25 días en los que la falta de diésel obligó a que el sector forestal de Pando se declare en emergencia, la oferta de este carburante a decir del titular de la Cámara Forestal de Pando, lentamente se está normalizando. “Fue casi un mes en la que la falta de diésel provocó que unas 12 empresas forestales tengan que parar y que unas 12 mil personas se vean afectadas. Se debe entender que la economía de este departamento depende en un 80% de al actividad forestal”, precisó Juan Pablo Sanabria, titular de la Cámara Forestal de Pando. Explicó que ingresaron nueve camiones cisternas con diésel y que el miércoles llegaron dos. “Esperamos que YPFB cumpla con lo acordado y que la oferta de este combustible sea normal para que el sector recupere el tiempo en el que estuvo parado”, dijo Sanabria. A su vez, la estatal YPFB informó de que enviará cada mes 1,25 millones de litros de diésel, 900 mil litros de gasolina y nueve mil garrafas de GLP. YPFB comercializó RECON por más de Bs 512 millones AN/YPFB - YPFB Corporación comercializó crudo reconstituido (RECON) por un valor de Bs 512.332.938 ($us 72.464.347) hasta el 8 de octubre pasado, según se informa en un balance de la empresa sobre venta de bienes y servicios. De acuerdo al Boletín Estadístico 2010 de YPFB, la producción promedio de crudo reconstituido en el primer trimestre de esta gestión fue superior en 7.8 por ciento a la registrada en similar periodo del año pasado. El RECON o crudo reconstituido es un producto no regulado que está compuesto en un 30% a 40% por crudo reducido o crudo residual y otro 60% a 70% por gasolina liviana o gasolina blanca de bajo octanaje, además de otros excedentes lubricantes. Este producto se obtiene en plantas de separación de campos y en las refinerías. La producción de crudo reconstituido es destinada al mercado externo. En los últimos años, YPFB exportó RECON a través del oleoducto Sica Sica – Arica hacia mercados de ultramar por medio de diferentes empresas internacionales. Tan solo entre enero a junio de 2010, el 93,5 por ciento del RECON fue producido por las refinerías de YPFB Refinación. Abril y junio fueron los meses de mayor producción, señala el informe de la estatal petrolera. En abril se registró una producción de RECON de 236.804 barriles por día (Bbl/día) y en junio 205.033 Bbl/día. En marzo 196.062, mayo 171.747, febrero 141.860 y enero 134.526 Bbl/día, de acuerdo a la Gerencia Nacional de Comercialización y la Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos de YPFB. La refinería Guillermo Elder, en Santa Cruz, registró una producción promedio de RECON de 71.997 Bbl/día en el primer semestre de este año y Gualberto Villarroel 97.280 Bbl/día. En tanto que la refinería Oro Negro registró un promedio de 11.728 Bbl/día. V O LÚ M E N I , NR O . 8 4 HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M PAG. 7 Bolivia, en duda como potencia gasífera del Cono Sur BBC MUNDO - Bolivia está a punto de perder el título de "potencia gasífera del Cono Sur" porque, según un informe preliminar encargado por el gobierno de Evo Morales y difundido de forma parcial por el analista Hugo del Granado, las reservas de gas natural han caído a la tercera parte. El último reporte oficial, elaborado en 2004 por la empresa D'Golyer & MacNaugthon, indicaba que el país andino poseía 26,7 trillones de pies cúbicos (tpc) de gas natural. Esto lo situaba detrás de Venezuela, en América Latina, a cuanto a reservas del hidrocarburo. Sin embargo, el informe de 2009, a cargo de la compañía Ryder Scott, establece que Bolivia tiene sólo 8,35 tpc, según el analista Del Granado. En entrevista con BBC Mundo, el analista dijo que ya en 2005 el gobierno de Morales recibió un informe de la empresa D'Golyer & MacNaugthon que mostraba la tendencia descendente de las reservas, pero que prefirió no publicar esos datos y, por el contrario, rescindió el contrato con la firma certificadora. En base a la cifra más alta, Bolivia decidió hacer nuevos planes para la exportación de gas natural. No sólo mantendrá los volúmenes de exportación a Brasil, que rondan los 30 millones de metros cúbicos, sino que se ha comprometido a vender a Argentina hasta 27 millones de metros cúbicos mientras busca otros mercados en el Cono Sur. "Todo este tiempo (el gobierno) trabajó con las cifras más altas", cuestionó el analista. "Vivimos en una ficción" Sin embargo, hace pocos días el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, admitió que los anteriores gobiernos "nos han hecho vivir una ficción" sobre las reservas de gas, si bien no dio a conocer los resultados del reciente estudio de Ryder Scott. "Yo tengo esa hipótesis. Con la información que nos dieron en 2004 de 26,7 tpc prácticamente nos han hecho vivir una ficción. No solamente en 2004; si uno revisa las estadísticas de 2000 hacia adelante las reservas iban aumentando cada año y extrañamente en 2005 caen", afirmó Villegas, según una nota de prensa entregada a BBC Mundo por la oficina de comunicación de YPFB. Villegas consideró que D'Golyer & MacNaugthon, la firma encargada de certificar las reservas hace seis años, infló las cifras para que las compañías petroleras transnacionales subieran sus acciones en los mercados bursátiles con la finalidad de financiar un gran proyecto de exportación de gas natural a ultramar. "Ustedes saben que el aumento de reservas tiene que ver con la valoración de las acciones en los mercados de capitales, en las bolsas de valores", insistió Villegas. Piden informes oficiales: La oposición política aportó elementos a la polémica al pedir un informe al Ministerio de Hidrocarburos para que detalle la cantidad de reservas que tiene el país. El diputado Fabián Yaksic le comentó a BBC Mundo que, pese a que la ley obliga a la estatal YPFB a presentar informes anuales sobre el estado de las reservas de gas, desde 2005 no ha cumplido con esa obligación. "Lo preocupante es que la estrategia boliviana de hidrocarburos no puede desarrollarse si no tenemos con certeza el volumen de reservas", dijo Yaksic. Pero más allá de la polémica, la pregunta es si Bolivia tendrá capacidad para cumplir sus contratos de venta de gas natural con Brasil y Argentina. El presidente de YPFB aseguró que sí: "Las reservas de gas son una fotografía de un momento dado, pero la situación en el sector de hidrocarburos es dinámica; estamos haciendo exploración y esperemos que se den buenos resultados". El analista Hugo del Granado opinó que que "en el corto plazo, es decir, en el próximo quinquenio, no tendríamos un efecto notable en el cumplimiento de los contratos previstos, porque este es un problema de mediano y largo plazo y para resolverlo se deben tomar medidas ahora". Bolivia tiene un contrato para proveer gas a Brasil hasta 2019 por un volumen de hasta 31 millones de metros cúbicos diarios. Entre tanto, a Argentina le provee siete millones de metros cúbicos diarios, pero se ha comprometido a aumentarlo hasta los 27,7 millones en los próximos años. PAG.8 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 . 8 4 Carlos Miranda: Bolivia necesita explorar al menos 65 nuevos pozos hasta el 2020 ERBOL - Para que Bolivia pueda impulsar su industria petroquímica y mantenerse como uno de los países más importantes del cono sur en reservas de gas hasta el 2020, deberá explorar al menos 65 pozos; si a eso añade sus planes de explotación del Mutún, necesitará abrir 69 nuevas exploraciones; y si desea impulsar otras industrias, 74. Así lo explicó el experto en hidrocarburos Carlos Miranda, en el Seminario sobre la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos que se llevó a cabo el viernes (29/10). El evento fue convocado por los diputados del Movimiento Sin Miedo (MSM) y contó además con la participación de los especialistas Hugo Del Granado y Juan Carlos Guzmán. Miranda, uno de los estudiosos en temas gasíferos más reconocidos en nuestro medio, señaló que Bolivia –si desea desarrollar la industria petroquímica-, por su condición mediterránea, la lejanía a las costas marítimas y el reducido mercado interno, requiere disponibilidad de gas natural seco en cantidades importantes a precios competitivos y por plazos superiores a los 20 años. Un informe preliminar reciente sobre la cantidad de reservas probadas de gas que tiene Bolivia, emitido por la empresa Ryder Scott (contratada en 2009 por el Estado boliviano para certificar las reservas), indica que el país cuenta con 8,9 trillones de pies cúbicos (TCF, por su sigla en inglés) de reservas probadas de gas, en contradicción con anteriores certificaciones que apuntaban que existían incluso a 24,6 TCF. En opinión de Miranda, Bolivia además necesita la logística necesaria para acceder a mercados y transportar altos tonelajes de producción –etanol, propano, fertilizantes, etc.- y distribuirlos; para ello, dijo Miranda, es imprescindible que nuestras plantas petroquímicas estén ubicadas estratégicamente en lugares que viabilicen el transporte de materia prima en volúmenes necesarios, a los mejores precios y por mucho tiempo. Por tanto, aseveró, “el plan de instalar una planta en el Chapare es comercialmente desfavorable; esa planta debería estar en Puerto Suárez, porque Brasil es uno de los mercados más convenientes”. Durante su intervención ante un auditorio de al menos 60 personas, entre profesionales, representantes de instituciones y organizaciones y ciudadanos interesados en la temática, el especialista manifestó que los bolivianos no deberíamos caer en un falso análisis entre la exportación y la industrialización, “puesto que ambas posibilidades no son excluyentes”. El país, según Miranda, debe impulsar los trabajos de exploración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con la inversión de capitales extranjeros, ya que hacerlo solos “sería asumir demasiados riesgos”. De acuerdo a los planes del Gobierno, está prevista la excavación de 10 nuevos pozos en los próximos siete años. El ingeniero en petroquímica añadió que a la falta de inversión para exploración se suma la alta demanda interna de diesel que hay en Bolivia, por tanto, “en los próximos 10 años el país debe lograr probar nuevas reservas mayores a 10 TCF, de otro modo están en riesgo no sólo la industrialización, sino también el abastecimiento energético y los ingresos fiscales a partir del 2020”, finalizó. Los diputados del MSM, Fabián Yaksic y Marcela Revollo, aún esperan una respuesta a su petición de informe oral al Ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti –quien también fue invitado al seminario del viernes- sobre la cantidad exacta de TCF probados de gas que posee el país. Ministro Vincenti participó en reunión ministerial de Olade CAMBIO - El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Fernando Vincenti, asistió a la 41 reunión ministerial de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) realizada entre el viernes y sábado en Managua (Nicaragua). En el encuentro se reunieron los ministros de Energía de 27 países latinoamericanos que conforman la Olade. El objetivo de la cita fue fijar los parámetros de cooperación para la integración energética. V O LÚ M E N I , NR O . 8 4 HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M PAG.9 En noviembre inician estudios para el uso de GNL en 29 poblaciones AN/YPFB - Hasta la primera quincena de noviembre próximo, YPFB hará conocer la licitación pública para la realización de estudios de Ingeniería Básica Extendida en el objetivo de ejecutar el proyecto del Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Líquido, informó el Gerente Nacional de Redes y Ductos, Ing. Oscar López. Con los resultados de esos estudios, en el mes de diciembre se procederá a elaborar los documentos complementarios de Ingeniería de Construcción de las Plantas de Regasificación cuya implementación se prevé que abarque un periodo de 18 meses calendario. Para llevar adelante este proyecto, la Gerencia de Redes de Gas y Ductos de YPFB cuenta con un financiamiento de aproximadamente 90 millones de dólares para el nuevo Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Líquido (GNL) que beneficiará a más de 25 ciudades intermedias y poblaciones rurales en el país. La importancia de este proyecto radica en la decisión de YPFB de dotar Gas Natural a poblaciones que no pueden acceder al sistema de transporte del energético, por los altos costos que representa el tendido de gasoductos a algunas regiones del país. Así por ejemplo, un estudio de prospección señala que se precisaría 196 millones de dólares para construir un gasoducto hasta Trinidad, la capital del Beni, en el norte del país. En cambio, el Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado representa una inversión aproximada de 90 millones de dólares para atender a esa capital y otras 28 poblaciones. Las poblaciones a ser beneficiadas con este proyecto son: en el Departamento de La Paz, Achacachi, Caranavi, Guanay, Desaguadero, Copacabana y Coroico. En el Departamento de Oruro, Challapata y Huanuni. En el Departamento de Potosí, Uncía, Llallagua, Siglo XX, Catavi, Tupiza, Uyuni y Villazón. En el Departamento de Beni, Trinidad, Riberalta, Guayaramerín, San Borja, Rurrenabaque, Santa Ana de Yacuma, y San Ignacio de Moxos. En el Departamento de Santa Cruz, San Ignacio de Loyola, San José de Chiquitos, Robore, San Julián y Ascensión de Guarayos. Y en el Departamento de Pando, la ciudad de Cobija. La inversión a realizarse contempla la construcción de una Planta de Licuefacción, un Sistema de Transporte, unas 25 plantas de regasificación, Instalación de Redes Primaria y Secundaria, Estación de Descompresión, y Estaciones de GNV, entre otros, con lo que estaría concretando la implementación de más de 147.096 instalaciones internas. YPFB recibe propuestas de apertura de caminos para el cierre definitivo de dos pozos en Sanandita AN/YPFB - Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación recibió tres propuestas de empresas constructoras para la apertura de caminos y rehabilitación de planchadas en el marco del “Plan de Acción Ambiental Inmediato y Abandono de los Pozos SAN-X3 y SAN-X31”, pasivos ambientales ubicados en Sanandita, Tarija. Se trata de las empresas Díaz y Construcción SRL, CGP SRL Construcciones Generales en Palacios y Empresa Constructora Vitorio SRL, cuyos representantes presentaron sus propuestas este miércoles en oficinas de la Vicepresidencia Nacional de Operaciones, en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. De acuerdo a la convocatoria pública, el precio de referencia para la apertura de caminos hacia los pozos que serán abandonados técnicamente en Sanandita, en las inmediaciones del Parque Nacional Aguaragüe, es de 900 mil bolivianos. Una comisión técnica de la estatal petrolera calificará las propuestas presentadas por las empresas interesadas en realizar el trabajo mencionado. El 10 de noviembre se adjudicarán las obras a la mejor oferta o, en su defecto, se declarará desierta, dependiendo del caso. La firma del contrato está prevista para el 26 de noviembre, según establece el cronograma de plazos. ABANDONO DE POZOS Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), tiene previsto el abandono técnico de los pozos SANX3 y SAN-X31 ubicados en el campo Sanandita, por lo que es necesario la apertura de caminos. La estatal petrolera, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) y el Consejo de Capitanes Guaraníes de Tarija (CCGT), acordaron el 21 de julio en Villamontes, abordar el tema del cierre técnico de ambos pozos, considerados como pasivos ambientales heredados desde 1926. PAG. 10 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 . 8 4 Brasil: Petrobras inicia producción en reservas del presal INFOLATAM - La brasileña Petrobras puso en funcionamiento la primera plataforma marina dedicada a extraer a escala comercial el petróleo que descubrió en el presal, la frontera exploratoria cuyas gigantescas reservas pueden convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores de crudo del mundo. El navío plataforma “Ciudad de Angra dos Reis”, anclado en la concesión conocida como Tupí, en una región del océano Atlántico frente al litoral brasileño en donde la profundidad del mar llega a 2.149 metros, comenzó a operar este jueves en una ceremonia encabezada por el presidente brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva. “Brasil está de felicitaciones porque la fecha marca el comienzo de una nueva era para nuestro país”, afirmó Lula. “El presal es una oportunidad tan extraordinaria para Brasil, que no quería terminar mi mandato sin venir aquí”, agregó el gobernante, que entregará el cargo el 1 de enero próximo, al referirse al viaje de 300 kilómetros en helicóptero que hizo hasta la plataforma y las frustradas oportunidades en que intentó visitar la región en barco. La extracción comercial del crudo de Tupí se inició una semana después de que Petrobras confirmara que el potencial de las reservas de petróleo y gas natural en este yacimiento son de entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de crudo equivalentes. Tupí es una concesión petrolera en aguas muy profundas que se adjudicó un consorcio liderado y operado por Petrobras (65%) y en el que tienen participación el británico BG Group (25%) y la portuguesa Galp Energia (10%). Se trata de solo una de varias concesiones ya otorgadas en el presal, las reservas descubiertas en aguas muy profundas de la cuenca marina de Santos por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor. Las posibles reservas de Tupí equivalen a cerca de la mitad de las actuales existencias comprobadas de Brasil (14.000 millones de barriles). El Angra dos Reis, una plataforma del tipo FPSO (Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Exportación de Petróleo y Gas, por su sigla en inglés), es el primer sistema definitivo de producción instalado en el presal. La previsión del consorcio propietario de la concesión es que en 2013, cuando la plataforma esté conectada a seis pozos de extracción, alcance su capacidad máxima para producir diariamente 100.000 barriles de petróleo y cinco millones de metros cúbicos de gas natural. La plataforma, con una capacidad de almacenamiento de dos millones de barriles, tiene una eslora de 330 metros, calado de 19 metros y capacidad para alojar a 100 tripulantes. Irán planea participar en licuefacción del gas natural en Venezuela RIA NOVOSTI - Una productora iraní del gas natural licuado (GNL) planea participar en el proyecto venezolano Delta Caribe cuya capacidad se estima en torno a 5,4 millones de toneladas al año, informó la agencia noticiosa iraní ISNA. La corporación petrolera iraní NIOC traspasará a la venezolana PDVSA un 10% de su participación en la productora del GNL, según esta fuente. A cambio, la parte venezolana cederá a la productora iraní un 20% de su participación en el proyecto Delta Caribe. El proyecto Delta Caribe tiene como meta el desarrollo del gas costa afuera en las áreas de Plataforma Deltana, en la fachada atlántica venezolana; y en las aguas ubicadas al norte del estado Sucre, al oriente de Venezuela; en las inmediaciones de la Península de Paria, según la información publicada en el sitio web Petroleumworld.com. Los presidentes de Irán y Venezuela, Mahmud Ahmadineyad y Hugo Chávez, firmaron este octubre 11 acuerdos de cooperación, en particular, en materia de hidrocarburos. Ambas partes van a colaborar en el desarrollo del campo gasífero Pars del Sur, en territorio iraní, crearán una empresa conjunta de buques petroleros y construirán varias plantas petroquímicas. V O LÚ M E N I , NR O . 8 4 HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M PAG. 11 Argentina: Pluspetrol le apuesta al "tight gas" en la meseta neuquina RIONEGRO.COM.AR - La empresa Pluspetrol comenzó la perforación del primer pozo de tight gas en un yacimiento ubicado sobre la meseta, al noroeste del centro capitalino en Neuquén. El pozo 1385 está en la parte alta de la barda, casi en el límite con Plottier, y para su desarrollo se prevé la inversión de seis millones de dólares que permitirán que los caños lleguen a una profundidad de entre 3.300 y 3.500 metros. Allí se encuentra el tight gas, el hidrocarburo que, aseguran, marcará el futuro de la Cuenca Neuquina y de la provincia. Se trata del gas de arenas compactas, difícil de capturar para especialistas que perforan la roca. Es la diferencia que puede haber entre "trabajar con una esponja y la de trabajar con piedra pómez", graficó Carlos Carrizo, el gerente del Distrito Sur de Pluspetrol. Por eso, la inversión para desarrollar este tipo de yacimientos es mucho más elevada que la que se requiere para los convencionales. En pocas palabras, el tight gas es más difícil de lograr -por ende es más caro- y sale a menos presión. Parecen demasiadas contras: pero bajo el suelo neuquino hay tanta cantidad que a partir del desarrollo de los yacimientos el horizonte energético es por demás promisorio, sobre todo en un momento en que no dejan de batirse récords de consumo. De hecho, para el gobernador Jorge Sapag, el futuro es el tight gas y las empresas apuestan por este tipo de desarrollos con objetivo de lograr mejores precios por proyecto de gas plus (los nuevos descubrimientos) y a la espera de una decisión política que mejore lo que cobran. "La parte alta de la barda, ya en la meseta, es prácticamente todo gas tight. Son pozos que necesitan una estimulación importante a unos 3.500 metros e inversiones altas. Para tener una idea, un gasífero estándar. está en el orden de 4,5 millones de dólares y hacer la perforación y completación de un pozo de gas tight está en el orden de los seis millones de dólares", explicó Carrizo. gerente del Pluspetrol para el Distrito Sur. "Son yacimientos distintos que además tienen menos productividad. Mientras que en un pozo de gas convencional tiene un caudal inicial de 120.000 o 130.000 metros cúbicos día, en estos pozos estamos hablando de 20.000 0 30.000 metros. Es todo diferente, son mayores las inversiones, menos la producción original y menos la acumulada. Son zonas más compactas, cerradas, y eso hace que los proyectos sean diferentes y obviamente que se requieran precios diferentes en el producto para que se puedan pagar los proyectos", afirmó el directivo de la empresa de capitales argentinos. Además de esta operadora, también están desarrollando proyectos en no convencionales YPF, Apache e incluso la provincial G&P en asociación con Enarsa. PERU LNG deberá hacer público el precio de venta real del GNL DIARIO LA PRIMERA - A la fecha son 13 las embarcaciones que han zarpado de la Planta de Melchorita (Cañete) llevando el gas nacional procedente de los yacimientos cusqueños de Camisea al exterior y se desconoce el precio en que se ha vendido el Gas Natural, las regalías, el impuesto a la renta que recaudará el Perú por dicha venta, los contratos firmados con los países que compran el recurso. Es por ello, que ante la constante negativa del gobierno de brindar la información requerida el Foro Soberanía Energética presentó el último 21 de octubre ante el 9 ª Juzgado Constitucional de Lima, el Expediente 23601-2010-0-1801-JR-CI-09, que contiene la demanda de la Garantía Constitucional de Hábeas Data, documento con el que piden al gobierno entregue la información relacionada a la exportación. Esta es la primera intervención judicial al gobierno por el tema de la exportación del gas de Camisea. La demanda esta suscrita por Manuel Dammert Ego Aguirre, coordinador del Foro Soberanía Energética y por Mario Humán, Secretario General de la CGTP. El Hábeas Data se formula a fin que el Poder Judicial requiera al gobierno entregue obligatoriamente los documentos que se niega a dar, referidos a las irregularidades en la operación de exportación del gas de Camisea, documentos precisados en los 14 items solicitados. El Hábeas Data es la Garantía Constitucional para obligar a que el gobierno entregue lo que oculta, dice Dammert. PAG.12 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 . 8 4 V O LÚ M E N I , NR O . 8 4 HI D R O C A R B U R O S B O LI V I A . C O M PAG. 13 HIDROCARBUROSBOLIVIA.COM Av. Villegas 6621-B Irpavi La Paz - Bolivia Los 10 artículos más leídos durante la semana en HidrocarburosBolivia.com 1. Litio: Bolivia se lo deja en bandeja a Chile, Argentina y México 2. El informe de Ryder Scott quema las manos del Gobierno Tel: 591 2 2720375 Cel: 591 76588830 Fax: 591 2 2721430 E-mail:
[email protected] 3. Las Reservas de gas del País y del Campo Margarita 4. Ryder Scott confirma la caída anticipada de reservas por DeGolyer 5. Son 56 en total: YPFB tiene 23 nuevas áreas reservadas para exploración hidrocarburífera 6. La industrialización tiene retraso de al menos 2 años 7. Documento: Informe Semanal del 18/10/ al 24/10/ 8. Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos 9. Límites interdepartamentales 10. CASO CATLER: EL ENIGMÁTICO SEÑOR JAMES GULSBY