Hidrocarburos.docx

Sólo uno de los proyectos y estudios citados está referido a la región amazónica (Río Beni, Madidi, Madre de Dios, etc.), supuestamente la más prometedora del país, donde el Ministro de Hidrocarburos estima la existencia de reservas “astronómicas” de gas y yacimientos más grandes que los de Vaca Muerta de la Argentina. Esta baja inversión exploratoria no refleja la posición oficial de enfatizar las tareas exploratorias y de priorizar el portafolio de 13 proyectos exploratorios a los que debía aplicarse un plan de “exploración ultra eficiente”, tal como anunció el presidente de YPFB en su informe de Rendición de Cuentas de agosto del año pasado. Bajo las precarias condiciones descritas, será menos probable que antes, la posibilidad de efectuar descubrimientos para aumentar las reservas. En lo que a producción y desarrollo se refiere, las inversiones programadas bajaran de $us 452 MM el año 2017 a 336 $us MM este año. El año pasado tenían que perforarse 23 pozos de desarrollo e intervenir otros ocho pozos, para la gestión 2018 se tiene programada la perforación de 16 pozos y la conclusión e intervención de seis pozos. Pese a lo anterior el pronóstico de producción de gas es positivo. Para el año 2018, se prevé subir la producción de 56,66 MMM3/D del año 2017 a 57,88 MMM3/D, aunque el informe no proporciona detalles de los campos para ninguno de los dos años. La producción de líquidos será declinante, pese a los incentivos aprobados, pasará de 54,44 MB/D el 2017 a 52,85 MBls/D este 2018, no sólo por la declinación natural de los grandes campos sino por la ausencia de nuevos descubrimientos y la baja inversión. Como se puede observar las perspectivas para el sector, especialmente para el “upstream”, no son nada alentadoras; las inversiones y las actividades, tanto de YPFB como de las petroleras privadas tienen una visible declinación, no sólo respecto al año 2017, sino frente a proyecciones elaboradas por la propia empresa estatal que en su Plan Corporativo de Inversiones del año pasado contemplaba una inversión de 1.569 MM$us para el 2018, es decir, más del doble de los 716 MM$us programados ahora.

1.

Vamos mal en hidrocarburos

HUGO DEL GRANADO COSIO HABLANDO DE HIDROCARBUROS Publicado el 15/10/2018 El pasado 4 de octubre, el Ministerio de Hidrocarburos y las autoridades del sector presentaron sus Informe de Rendición de Cuentas (IRC), hasta el 31 de julio de este año. Después de conocer las cifras de las escuálidas reservas certificadas al 31 de diciembre de 2017, se podía esperar algún cambio en las políticas del sector en busca de éxitos exploratorios y de incrementos en la producción. Sin embargo, el Informe ratifica lo que sostiene el Ing. Carlos Miranda cuando afirma que “La fiesta del gas está llegando a su fin” y no solo por factores geológicos sino por la deficiente gestión de las autoridades del sector. Así, el viceministerio de Planificación del Ministerio de Hidrocarburos dio a conocer la buena noticia de que se estructuró la Matriz Única de Información Hidrocarburífera con 160 variables de la información más relevante del sector. Sin embargo, a la fecha no se encuentra a disposición en ninguna de las instituciones del sector la importante información. En el Informe de RC no se dan a conocer los niveles de producción del año 2018 ni de líquidos ni de gas natural. Solo en la presentación del informe se expuso una lámina con la producción de gas. Curioso porque es una información relevante. En relación a las actividades de exploración que son las que deberían ser prioritarias en procura de remontar la difícil situación del sector, se debe recordar que, en agosto del año pasado, el presidente de YPFB informó que se habían priorizado 13 proyectos exploratorios a los que se aplicaría un método de” Exploración Ultra Eficiente” para acelerar su desarrollo. Ahora son 12 los proyectos priorizados de los cuales solo cuatro son de la lista anterior. En estos 12 proyectos, solo en cinco se han iniciado trabajos de perforación. En San Telmo Norte que era el proyecto con mayor potencial gasífero, no se ha iniciado aún la perforación porque el contrato recién fue protocolizado en julio pasado, un año y medio después de su firma. Reiteradamente se ha criticado la incursión de Oficina Matriz en actividades exploratorias porque esta actividad no es función de esta oficina sino de una Vicepresidencia y de las subsidiarias Chaco y Andina, pero la presidencia de YPFB persiste en que asuma un papel protagónico en esta actividad. Esta oficina hizo la perforación de pozos exploratorios en Itaguazurenda y la Muela, que fueron abandonados por resultar secos y mal localizados, pese a ello, la oficina actualmente está perforando en Sipotindi y hace levantamientos superficiales en Tiahuanacu, en la cuenca del altiplano, en el altiplano norte, en Aguaragüe Norte, Río Beni, Roboré y La Guardia. Según el Vicepresidente de Operaciones de YPFB, que no es el responsable de exploración, entre los años 2016 y 2017 ya se han invertido 50 MM$us en estos levantamientos. En cuanto a los Contratos de Servicios de Exploración y Explotación, no existe ningún nuevo en curso de aprobación, el último fue el de Abapó, con YPF de Argentina que, desde hace dos años se encuentra en análisis de la ALP. Sin embargo, el caso más curioso es el contrato de Vitiacua de Gazprom. De acuerdo al IRC, el contrato para Vitiacua sigue en negociación, pese a que en 2017 tenían que concluirse estas negociaciones. En el viaje del presidente Morales a

Moscú, en ocasión del Mundial de Fútbol, en junio de 2018, el Ministro de Hidrocarburos anunció que el contrato se protocolizaría hasta octubre para la inversión de 1.220 MM$us en este campo. Al gobierno le debería interesar la formalización de la mayor cantidad posible de contratos en el menor tiempo posible, pero no es así, Gazprom pese a ser una empresa de un país amigo, está en la lista de espera desde el año 2016. Veamos lo relativo a inversiones. Las inversiones programadas en exploración para este año, que ya fueron recortadas a casi la mitad de las programadas para el año 2017, son de 379,4 MM$us. Al 31 de julio de este año, se ejecutaron únicamente en 127 MM$us, es decir el 33%. En producción fue aún peor, solo se ejecutó el 25 % y la programación total del sector, que fue también recortada, solo fue cumplida en el 26%. No existe ninguna mejoría en el grado de ejecución respecto a gestiones anteriores. Si se analiza la producción de carburantes en las refinerías, la situación es también preocupante. La producción de gasolina especial abastece el 73% de la demanda y la producción de diésel solo alcanza para abastecer el 47% de la demanda. En relación a las plantas de industrialización, se ratifica el análisis de que las plantas no pueden alcanzar ni el 30% de su capacidad instalada. Así la planta de separación de Gran Chaco, a agosto de 2018 sólo alcanzó a trabajar al 29 de su capacidad, las ventas de la planta de urea en 10 meses de funcionamiento, fueron de 86,962 toneladas, es decir el 12% de su capacidad de producción, y la planta de LNG de Río Grande trabaja a menos del 3% de su capacidad. Como se ve, no hay razones para el optimismo.

2.

La tercera certificación de reservas de hidrocarburos

HUGO DEL GRANADO COSIO HABLANDO DE HIDROCARBUROS Publicado el 18/09/2018 En febrero pasado, YPFB pudo finalmente adjudicar el trabajo de cuantificación y certificación de reservas al 31 de diciembre de 2017 y los resultados fueron dados a conocer por las autoridades el 31 de agosto, fuera de todos los plazos establecidos. Hay factores enigmáticos en esta certificación, empezando por los términos de referencia (TdR) La convocatoria de YPFB (código DRCO-CDL-GNAC-153-17) fue adjudicada a la empresa canadiense Sproule y el informe que presentó esta contratista debía llamarse “Cuantificación y certificación de reservas”; sin embargo, los TdR, que fueron ambiguos y laxos, dieron lugar a que se pueda obviar esta terminología, así, bajo el subtítulo 4 del alcance, “Cuantificación y certificación de reservas”, dice textualmente que “la evaluación de reservas se efectuará mediante la aplicación de los métodos más avanzados …”. Si bien en el Sistema de Administración de Recursos Petroleros (PRMS por sus siglas en inglés), no aparece la palabra “certificación”, se tiene el antecedente de que otras certificadoras, como la Ryder Scott, del año 2009, sí utilizaron la palabra “certificación” en la presentación de sus informes. Sproule prefirió utilizar el término de “evaluación”, que la libera de mayores compromisos en la exactitud de sus afirmaciones. Sólo de forma verbal el vocero de Sproule declaró que “no tenemos ninguna duda en que la certificación se ha hecho de la forma correcta” (01 09 2018 UCOM MH). Un segundo aspecto a relievar es que toda la información proporcionada a la contratista sólo provino de YPFB y la discusión de los informes presentados sólo se efectuó con personal de YPFB, así lo establecían los TdR. Las petroleras privadas (Petrobras, Repsol, Shell, etcétera) que supuestamente generan la información primaria y conocen en detalle la geología, y las condiciones productivas de los mayores campos no tuvieron participaron en el trabajo de Sproule. Aquí hay nuevamente una diferencia respecto al trabajo de Ryder Scott, que presentó cuadros comparativos de su versión, de la del operador y la de los socios del operador. Un tercer episodio sugestivo del proceso de “certificación” fue el viaje de dos ejecutivos de YPFB, el pasado mes de julio, a la sede de la contratista en Canadá. No se informó de los motivos ni de los resultados del viaje, pero resultó llamativo que sean los contratantes quienes se movilicen en lugar de convocar a la contratista para que se presente en las oficinas de YPFB. Es evidente que se viajó para formular alguna solicitud, de lo contario se hubiera actuado al revés. Los antecedentes anotados crearon el contexto adecuado para que el vocero de Sproule, con mucha libertad, sostenga que la mayoría de las compañías consideran que la suma de las reservas probadas (P1) y las reservas probables (P2) “es el mejor estimado de sus reservas”. La diferencia entre reservas P1 y P2 es clara. Las probadas son aquellas que se espera puedan ser recuperabas con una razonable certidumbre; las probables son las ubicadas en reservorios adyacentes al de las probadas con sólo el 50% de probabilidades de su recuperación. Por eso

se llaman probables. La suma de P1 y P2 es sólo un ejercicio contable para abultar las cifras de las compañías o países necesitados. Veamos los resultados de esta tercera certificación o evaluación de reservas. En términos de gas hubo una pequeña elevación de 0,25 trillones de pies cúbicos (TCF) en las P1 respecto a la certificación del año 2013. Es pequeña porque ese volumen adicional ya se consumió entre el 1 de enero y el 12 mayo de este año, o sea que duraron sólo para el consumo de 132 días. A la fecha ya estamos por debajo del volumen certificado el año 2013. En relación a los líquidos, hubo un incremento de 29,45 millones de barriles (MMBls), volumen que será consumido hasta mediados de agosto del próximo año, si es que la producción de enero no subiera de nivel. Las dudas sobre el incremento de reservas que posibilitó reponer lo consumido en cuatro años e incluso tener un sobrante de 0,25 TCF, han surgido a raíz de la falta de nuevos descubrimientos desde 2013. De acuerdo a la información del Ministerio de Hidrocarburos, en los últimos cuatro años se consumieron tres TCF de gas. Por el informe de Sproule se sabe que las reservas probables y posibles tuvieron una caída de 3,65 TCF respecto a las cifras del año 2013 y se podría razonablemente suponer que, gracias a las inversiones efectuadas en los últimos años, de este volumen, 3,25 TCF (3 TCF + 0,25 TCF), pudieron subir de categoría para poder re calificarse como reservas probadas. Si bien es dudoso que podamos conocer el informe completo de Sproule, éste tendrá que ser presentado a los negociadores brasileros para poder firmar los nuevos contratos. Por esto, más vale que sea un informe bien sustentado.

3.

El petróleo en el mercado mundial es insuficiente

HUGO DEL GRANADO COSIO HABLANDO DE HIDROCARBUROS Publicado el 12/07/2018 En las últimas semanas se ha producido un sorpresivo incremento en los precios del petróleo (13% en la última semana de junio), y una diferencia inusual de hasta 10 dólares/barril en el precio de los petróleos WTI y Brent. La IEA (Agencia Internacional de la Energía) no alertó sobre estas anomalías, en su informe de mediados de junio estimaba que el crecimiento de la demanda durante los años 2018 y 2019, sería de 1,4 MMbls/D, o sea, un crecimiento medido que podría bajar debido al incremento de los precios, al proteccionismo comercial y a la fortaleza del dólar. Por el lado de la producción, para este año esperaba un incremento de hasta 2 MMBls/D de los países non OPEP, especialmente de EEUU. O sea, un mercado bien abastecido. Sin embargo, los factores que han impulsado el alza del precio del crudo la segunda quincena de junio, son: 1. La caída de los inventarios en EEUU. Esta caída se debería a la imposibilidad de aumentar su producción como fue prevista y sería la causa de la notable diferencia entre los precios WTI y Brent; 2. La caída de producción de la OPEP debido a la crisis venezolana, aunque en su última reunión en Viena ante la perspectiva de tener mercados muy ajustados, decidieron elevar la producción en 600 MBlsd; 3. Las sanciones de EEUU a las exportaciones de crudo iraní y 4. El corte de energía en uno de los yacimientos más importantes de arenas bituminosas que se prolongará todo julio en Canadá, lo que interrumpe las exportaciones a EEUU. Canadá es el cuarto productor mundial de crudo y el corte puede afectar el 10% de su producción. Las sanciones de EEUU a Irán después de retirarse del acuerdo nuclear, están elevando el precio del crudo porque lo obliga a reducir sus exportaciones de crudo y evita que los inversores europeos continúen con sus proyectos en ese país, son los casos de la francesa Total y de la inglesa Shell. El CEO de Total declaró que sería impensable para cualquier compañía internacional, correr el riesgo de ser excluida del sistema financiero de EEUU por comprar crudo iraní después del 4 de noviembre próximo. Si bien China y Europa pueden evitar la aplicación de alguna de las sanciones y continuar comprando crudo iraní, las inversiones que puedan efectuar en Irán no compensarán las que pierda y tampoco les interesa aparecer como los salvadores de Irán dadas las tensiones existentes con EEUU. La situación para Irán se ha vuelto crítica porque enfrenta protestas callejeras, la caída de su moneda que ha generado la aparición del mercado paralelo y, además, la decisión de la OPEP de incrementar su producción, son factores que han puesto mayor presión sobre el crudo iraní. De acuerdo al Tesoro de EEUU las sanciones se empezarán a aplicar el próximo 6 de agosto a toda compra en dólares, en oro y otros metales, a las industrias de aviación y a la automovilista. Se debe recordar que cuando se aplicaron las sanciones impuestas por Obama, la producción de Irán cayó de 4 MMBD, el año 2010 a 2,5 MMBD el año 2013 y cuando se levantaron el año 2016, volvió a subir la producción hasta cerca del mismo nivel. Su PIB creció también de 3% a

12%. Estos datos demuestran la gran sensibilidad iraní a la aplicación de sanciones por parte de EEUU. La decisión de la OPEP de incrementar la producción entre 600 mil y 1 millón de barriles/día, se debe a la necesidad de controlar el alza de precios que resulta de la reducción de stocks; las dificultades de EEUU para subir su producción por encima de los 10 millones de barriles y al peligro de interrupciones de parte de algunos productores como Libia y Venezuela. La IEA estima que la producción conjunta de Irán y Venezuela bajará en 1,5 MMBls/D para fines del próximo año. La producción venezolana en el curso de los dos últimos años cayó en 1 millón de Bls/D y su colapso no tiene visos de solución Ante esta situación, al presidente Trump no se le ocurrió mejor idea que pedirle al primer ministro saudita (que es también el rey), elevar su producción en dos millones de barriles por día, acción que fue calificada como equivocada porque a Arabia, en vísperas de vender acciones de ARAMCO, le convienen los precios altos y por la imposibilidad saudí de incrementar rápidamente su producción al nivel solicitado. El temor de Trump radica en llegar a las elecciones de medio término en noviembre, con un precio interno de gasolina por encima de 3 $us/galón, criticado por el electorado americano por ser el más alto desde el año 2014. La única solución que al parecer tiene EEUU para controlar los precios es acudir a la venta de sus reservas estratégicas de petróleo. La subida internacional de los precios del crudo es conveniente para Bolivia, pero lamentablemente no puede aumentar la exportación de gas por falta de producción, tal como lo demuestran los continuos reclamos que formulan las autoridades argentinas.

4. Entidades encargadas de fiscalizar y controlar, intercambiaron propuestas en el “Primer Foro de Reguladores 17

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octubre

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El “Primer Foro de Reguladores de Bolivia” se realizó este miércoles en la ciudad de La Paz y contó con la participaron de las entidades encargadas de la fiscalización y control de sus respectivos sectores manifestando sus preocupaciones, desafíos y propuestas para un mejor desempeño de sus funciones y coordinación entre las mismas. En la inauguración del evento, a tiempo de dar la bienvenida a los representantes de las instituciones participantes al foro, efectuado en la Vicepresidencia del Estado Plurinacional de Bolivia, el Director Ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, destacó la importancia del encuentro porque fortalecerá las relaciones entre las mismas y ayudará a resolver los desafíos que se tienen en cada una de las mismas. “Tenemos desafíos en nuestras propias entidades, queremos hacerlo mejor, ese es el propósito de esta reunión, ver las necesidades, las experiencias que tenemos, conocernos más en este Primer Foro y creo que esto va a ser saludable”, indicó Medrano. Las entidades que estuvieron presentes son las siguientes: Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), Autoridad de Supervisión del Sistema Financiero (ASFI), Autoridad de Fiscalización y Control de Pensiones y Seguros (APS), Autoridad de Fiscalización del Juego (AJ), Autoridad de Regulación y Fiscalización de Telecomunicaciones y Transportes (ATT), Autoridad de Fiscalización y Control Social de Agua Potable y Saneamiento Básico (AAPS), Autoridad de Fiscalización y Control Social de Bosques y Tierra (ABT), Autoridad de Fiscalización y Control del Sistema Nacional de Salud (ASUSS), Autoridad Jurisdiccional Administrativa Minera (AJAM), la Autoridad de Fiscalización y Control de Cooperativas (AFCOOP) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Al concluir el encuentro, el Director Ejecutivo de la ANH informó que se trabajará en un manual

de buenas prácticas regulatorias en cada una de estas entidades y que las conclusiones del evento serán plasmadas en el “Libro Blanco” que tratará la Historia de la Regulación en Bolivia. 5. YPFB invierte $us 50 millones para buscar hidrocarburos en occidente

La empresa Beicip Franlab habría señalado que hay potencial entre La Paz, Oruro y

Potosí. Hacen falta más estudios. El analista Del Granado asegura que en 2017 YPFB no priorizó el área no tradicional El Ministerio de Hidrocarburos dará su rendición de cuentas, el jueves en Villa Montes Miguel Ángel Melendres 02/10/2018

En los dos últimos años, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) invirtió $us 50 millones en trabajos exploratorios en el occidente del país (La Paz, Oruro y Potosí). Los estudios preliminares dan la esperanza de un potencial hidrocarburífero, por lo que se prevé continuar con estas búsquedas, en esta zona no tradicional, para encontrar yacimientos de gas y petróleo. “Hemos realizado trabajos de aerogravimetría en la gestión 2016 y 2017, en todo el occidente boliviano. Ahora estamos en el procesamiento de datos. Son trabajos preliminares de exploración donde hemos invertido unos $us 50 millones y que nos van a determinar futuros proyectos. Según los estudios que nos ha hecho la empresa Beicip Franlab, hay potencial hidrocarburífero en el occidente”, reveló el vicepresidente nacional de operaciones, de YPFB, Gonzalo Saavedra. Por eso, dijo que la empresa estatal está incrementando actividades exploratorias como aerogravimetrías, magnetometrías, geoquímica de superficie y sísmica y más adelante, en función a estos estudios, espera generar otros pasos, como sísmica 3D o perforación de pozos. Se conoció que hay cuatro empresas que estarían trabajando en el área denominada “Altiplano”, que contempla los tres departamentos señalados.

El Gobierno, a través de la empresa petrolera estatal, quiere continuar con los trabajos que dejaron las transnacionales, en las décadas de los 60 y 70.

No se priorizó En contrapartida, el experto en hidrocarburos Hugo del Granado precisó que no hay ningún proyecto priorizado por el Gobierno en el occidente desde agosto de 2017, pues están calificadas de “menores perspectivas de éxito”. “La posibilidad de lograr avances o ser optimistas en descubrimientos en el área occidental, son remotas”, dijo. Añadió que el hecho de haber invertido solo $us 50 millones, no significa que se le esté dando importancia. Ultraeficientes En un informe que hizo el 29 de agosto de 2017, YPFB dio a conocer la prioridad de los proyectos exploratorios justamente para volcar los esfuerzos de la empresa, en obras que pudieran ser más susceptibles de ser exitosas. En total, se identificaron 13 obras de exploración que se denominaron “Ultraeficientes”, de las cuales, no hay ninguna localizada en el occidente del país. En el mapa de áreas de interés hidrocarburífero de Bolivia tanto en zonas tradicionales y no tradicionales, que publica el Ministerio de Hidrocarburos, se identifican 10 zonas de exploración en la zona del altiplano. Estas son Puerto Acosta, Tiahuanaco, Toledo, Santa Lucía, Coipasa, Carci Mendoza, Río Multao, Colchani, Corregidores y Casa Grande, entre el lago Titicaca (La Paz) y el sur de Potosí, en una superficie de 6,8 millones de hectáreas.

6.

Vice: 'Santa Cruz vivirá el boom de los hidrocarburos'

El vicepresidente Álvaro García Linera manifestó que Santa Cruz producirá casi el 40% del gas que genera el país. Estuvo en la inauguración de la Expocruz 2018

El vicepresidente en la inauguración de la feria 21/09/2018

Álvaro García Linera destacó que de los 58 millones de metros cúbicos de gas (mm3/d) que produce Bolivia, Santa Cruz produce casi 18 mm3/d, y se prevé que al año la producción alcance los 20. "Santa Cruz producirá casi el 40% del gas que produce Bolivia. Tenemos información de que cuenta con un potencial de 7 TCF que le permitirá a Santa Cruz vivir el boom de los hidrocarburos", señaló García Linera, durante su discurso de inauguración de Expocruz. El vicepresidente además destacó el esfuerzo privado de los empresarios cruceños para llevar adelante el proyecto de etanol.

7. Bolivia tiene 10,7 TCF de reservas de gas y hay debilidades en exploración Las reservas probadas y probables llegaron a 12,5 TCF. Las reservas probables disminuyeron de 3,5 a 1,8 TCF en relación a los datos de 2013. Instan a una nueva ley de hidrocarburos para incentivar la inversión y la búsqueda de nuevos mercados

La firma Sproule International mostró su investigación a base de datos oficiales 30/08/2018

El consorcio canadiense Sproule International Limited desveló que Bolivia tiene 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de gas, 12,5 TCF de reservas probadas y probables, y 14,7 TCF más las reservas posibles. El Gobierno resalta que con estas cifras se garantiza el mercado externo, y el interno estará cubierto hasta el 2035. Expertos en el tema ven una disminución del 19% con relación al último informe de 2013 y observan la poca actividad exploratoria. El presidente de la compañía evaluadora, Cameron Phillips, informó que las reservas tienen un alto índice de vida remanente, de 14,7 años para las reservas probadas y de 17,1 años para las reservas probadas más las probables. “Esto está influenciado por la larga vida de las reservas en los megacampos en Bolivia”, indicó Phillips. El consorcio extranjero se adjudicó la licitación para la cuantificación y certificación de las reservas de gas en el país, al 31 de diciembre de 2017. El estudio tuvo un costo de $us 750.000. Hasta el 2035 El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, manifestó que con estas cifras se garantizan el mercado brasileño y el argentino. “Y para el mercado interno, tenemos

garantizado hasta el 2035. Los remanentes están entre 2 y 4 TCF, que será para la venta a Paraguay y el oeste de Brasil”, destacó. Sánchez recordó que, en 2009, las reservas probadas fueron de 9,94 TCF y en 2013, de 10,45 TCF. Indicó que el dato más importante que se utilizará para la inversión y la búsqueda de mercados es de 12,5 TCF. Entre 2006 y 2017 se consumió 7,26 TCF, con un ingreso de $us 35.000 millones, según el ministro. Entre tanto, Claudia Cronenbold, presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), dijo que las reservas probables muestran un nivel de reposición mayor a 1 TCF, lo que quiere decir que “hemos sido capaces de reponer las reservas consumidas, logrando incrementar a 0,25 TCF y mantiene un factor de reservas sobre producción de 10 años”. Disminución de reservas Sin embargo, Raúl Velásquez, investigador de la Fundación Jubileo, destacó como una “buena noticia” los 10,7 TCF de reservas probadas, porque implica que se han recuperado las reservas consumidas en los últimos cuatro años, más un incremento del 2,3%. “Pero, por otro lado, hubo una disminución de 3,5 a 1,8 TCF de las reservas probables, lo que significa un 49% menos que la reserva certificada en 2013. En cuanto a las reservas posibles, también muestran una disminución de cerca de un 47% en relación a las de 2013. A nivel total, las reservas están en torno a los 14,7 TCF; es decir, una caída de cerca de un 19% en relación a las reservas certificadas en 2013, cuando llegó al 18,1%”, manifestó. Además, añadió que los datos muestran que en los últimos años “no hubo suficiente actividad exploratoria” y la ejecución de la inversión en exploración ha estado próxima a un 60%. Inconsistente El senador de Unidad Demócrata (UD) Óscar Ortiz declaró que el informe es inconsistente y poco creíble y que, en su opinión, tiene una finalidad política interna, lo que afectará la confiabilidad de YPFB para futuras negociaciones. “No se puede sostener que sin nuevos descubrimientos las reservas se hayan mantenido o aumentado después de cuatro años de exportaciones y consumo interno, lo que a 0,8 TCF por año significa más de 3 TCF que se han consumido desde la anterior certificación. Nos tendrían que explicar dónde descubrieron más de 3,5 TCF en los últimos cuatro años para que este informe sea veraz”, declaró. El diputado Wilson Santamaría anunció que pedirá una auditoría al informe de Sproule. Reacción en las regiones El informe de la consultora canadiense Sproule generó más dudas en las regiones productoras de gas natural. En Tarija indicaron que no refleja la realidad hidrocarburífera con una baja producción, sin nuevos descubrimientos y megacampos en declinación. Para el senador de Unidad Demócrata (UD) Fernando Campero Paz se inflaron las reservas debido a que no hubo ningún nuevo descubrimiento desde 2013, cuando la certificación era de 10,4 TCF. “No refleja la realidad de las reservas de gas natural que tiene el país. Que demuestren de dónde sacan esa cifra”, manifestó el legislador. El presidente del Comité pro Intereses de Tarija, Juan Carlos Ramos, dijo que lo inflaron mucho y por eso se solicitará el informe técnico al Ministerio de Hidrocarburos para despejar las dudas sobre el reporte presentado por la consultora canadiense.

Freddy Castrillo, secretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, observó que el Estado debe transparentar la información permanentemente para que los departamentos tengan una planificación adecuada y para que el mismo Estado adecúe sus políticas hidrocarburíferas. Por su parte, el delegado de la Gobernación de Santa Cruz en el directorio de YPFB, Víctor Hugo Añez, aseguró que la solicitud de información a la estatal boliviana es una constante y que se va a exigir una auditoría como se hizo en su momento con el caso de la empresa Petroandina. En tanto que el exsecretario de Hidrocarburos de la Gobernación cruceña José Padilla propuso aumentar la producción de campos maduros y marginales e insertarles tecnología para incrementar la producción, en especial en Tarija y Santa Cruz, y así dar margen para que la exploración cumpla su ciclo. Mientras, el secretario ejecutivo de la Central Obrera Departamental (COD) de Santa Cruz, Rolando Borda, señaló que las cifras expuestas garantizan el mercado interno y el mercado de exportación energética a Argentina y Brasil. Asimismo, el secretario de Hidrocarburos y Energía de la Gobernación de Chuquisaca, Felipe Molina, vio con buenos ojos el informe y aseguró que los prospectos a futuro para hacer crecer la reserva están en su departamento. Además, adelantó que se solicitará un informe sobre el tema para que cada región tenga una idea clara al respecto. “Nos parece especulador que otras autoridades se pronuncien sin tener conocimiento del contenido del estudio”, expuso la autoridad. Más del tema Producción Tarija aporta con el 55,52% del total de la producción de gas natural, seguido por Santa Cruz, con el 29,62%; Chuquisaca, con el 12,54% y Cochabamba, con el 2,33%, según la Gobernación de Tarija. Informe completo El analista Francesco Zaratti desafió al ministro de Hidrocarburos, Alberto Sánchez, a que entregue el ‘reporte’ completo de Sproule sobre su evaluación para que sea revisado por especialistas. Exploración y mercados Según la Fundación Jubileo, el desafío para el sector es buscar cómo activar la actividad de exploración, que está encadenada a la búsqueda de nuevos mercados, porque es el que da viabilidad económica para extraer reservas. Cuestionamiento El senador Óscar Ortiz cuestiona que cómo es posible que con unas reservas probadas similares hace cuatro años se producía 64 MMm3/d y hoy se ha disminuido a 52 MMm3/d. Anunció que pedirá el informe completo para su análisis.

8.

100 surtidores empezarán con la venta de Súper Etanol 92 Este miércoles, el gabinete ministerial aprobó el decreto que determina la mezcla de hasta 12% de etanol como aditivo a la gasolina

Hoy se aprobó la mezcla del 12% de etanol como aditivo a la gasolina 26/09/2018

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, ratificó este miércoles que a partir del 15 de octubre arrancará la venta del Súper Etanol 92 en 100 surtidores de la ciudad de Santa Cruz, La Paz, Cochabamba y Tarija. La autoridad afirmó que en primera instancia se tiene previsto arrancar en las ciudades mencionadas; sin embargo, tienen previsto que hasta fin de año el combustible verde llegue al menos a unos 400 surtidores. "La gasolina Súper Etanol 92 se comercializará en todo el país, iniciando en una primera etapa en La Paz, Cochabamba, Santa Cruz y Tarija, posteriormente, toda Bolivia. Hasta fines de año el producto llegará a 400 estaciones, el próximo año llegaremos al 95% de todas las estaciones de servicio del país”, indicó Sánchez. Cerca de 100 surtidores prevén invertir $us 6 millones en logística de almacenaje, innovación tecnológica y modernización de sus infraestructuras, acción que será concebida por el sistema financiero, ya que los inversores carecen de liquidez al tener sus márgenes congelados desde hace más de 12 años, según datos del sector. El ministro de Hidrocarburos agregó que en la jornada se aprobó el decreto que autoriza la mezcla del etanol con la gasolina base hasta el 12%, como un aditivo. El ministro aclaró que el Súper Etanol 92 es un combustible alternativo y garantizó la producción y abastecimiento de la gasolina Especial. “La población no debe preocuparse, desde el gobierno garantizamos la gasolina especial, con el precio de Bs 3,74 y los volúmenes que demanda Bolivia, así que no debe haber ninguna preocupación en este sentido”.

9. Ortiz anuncia denuncia penal por contaminación ocasionada por la planta de amoniaco y urea Durante una conferencia de prensa dijo que la Alcaldía de Entre Ríos confirmó la contaminación del arroyo, lo que provocó la muerte de peces y otros animales que bebieron de sus aguas

En junio las autoridades del área negaron contaminación alguna. Foto Hernán Virgo 14/08/2018

El senador Óscar Ortiz (UD) anunció la presentación de una denuncia penal en contra de las máximas autoridades de YPFB, el Ministerio de Medio Ambiente y de la Gobernación de Cochabamba por los delitos de incumplimiento de deberes y en contra de la salud pública por la contaminación al arroyo Muñecas ocasionada por la Planta de Urea y Amoniaco de Bulo Bulo. Durante una conferencia de prensa dijo que la Alcaldía de Entre Ríos confirmó la contaminación del arroyo, lo que provocó la muerte de peces y otros animales que bebieron de sus aguas. "Podemos afirmar que YPFB mintió al negar que el amoniaco (de la Planta de Urea y Amoniaco) hubiera tenido un impacto externo a la planta, en este caso en el arroyo Muñecas, lo cual se comprobó por la muerte de peces y animales; y al mismo tiempo hay que incluir en esta denuncia a la Gobernación de Cochabamba por incumplimiento de deberes", señaló el legislador de oposición. Lamentó que, hasta la fecha, la Gobernación de Cochabamba no informe qué labor realizó la Autoridad Ambiental departamental y el Ministerio de Medio Ambiente y Agua. La medida del Ortiz está respaldada en una respuesta a una petición de informe escrito (PIE), por parte del Gobierno Autónomo Municipal de Entre Ríos de la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba, que confirma que hubo contaminación.

"Se reportó dos incidentes ambientales, que en la primera tuvo la evidencia suficiente que determine la contaminación por la fuga de amoniaco; en la segunda, no hubo evidencia suficiente que determine la contaminación por la fuga de amoniaco en la Planta de Amoniaco y Urea", citó Ortiz partes textuales del informe. Precisó que el municipio de Entre Ríos le informó que en dos oportunidades hubo fuga de amoniaco, verificada por este municipio con impacto negativo en el arroyo Muñecas. "Esto, desmiente las afirmaciones de YPFB que negó que hubiera habido esta contaminación y también deja en muy mala posición al Ministerio de Medio Ambiente que también dijo, basado en el informe que le prestó YPFB, sin ir ellos mismos a hacer la auditoría ambiental, que no había habido ninguna contaminación", criticó. Del mismo modo, el legislador observó a las autoridades ambientales de la Gobernación de Cochabamba, que hasta la fecha no responden a todas las peticiones de informe enviadas para que hagan conocer el detalle de ese posible hecho, con daños al medioambiente de la provincia Carrasco. "Creemos que esto es un elemento suficiente para presentar una denuncia ante el Ministerio Público contra los responsables por la contaminación de esta planta de Amoniaco y Urea; y también contra las autoridades de la Gobernación de Cochabamba y del Ministerio de Medio Ambiente por incumplimiento de deberes", aseveró. El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez negó el mes de junio, que se hubiera generado algún tipo de contaminación derivada del funcionamiento de la Planta de Bulo Bulo. Entonces señaló que se trata de una planta petroquímica totalmente presurizada. "Emanación de amoniaco no hay porque es una planta totalmente presurizada; no hay un contacto con aire y amonio, ni urea con amonio porque es totalmente presurizada".

10. Empresa Total aclara que Incahuasi iniciará producción de 11 MMmcd de gas en junio 2019

UCOM-MH-07-10-2018.- El gerente general de Total E&P Bolivia, Philippe Groueix, explicó que, de acuerdo al cronograma establecido en junio del próximo año, Incahuasi estará produciendo 11 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas. "Esta ampliación incluye la interconexión del cuarto pozo perforado en el campo, Incahuasi 3, y la realización de importantes modificaciones en la planta para aumentar su capacidad a 11MMmcd. Adicionalmente, se encuentra en perforación un quinto pozo, el Incahuasi 5, que permitirá realizar la evaluación de la zona sur del área Ipati. Toda esta ampliación requiere una inversión de $us150 millones". En el mes aniversario de Santa Cruz, fue anunciada esta inversión por el presidente Evo Morales, quien explicó que el proyecto redituará en ingresos adicionales para el departamento de Santa Cruz de $us232 millones por concepto de IDH y regalías. En esa ocasión, el gerente de Total decía "la ejecución de este proyecto en un tiempo tan corto necesita la movilización de todos los equipos técnicos tanto en Bolivia como en París, el apoyo de nuestros socios, en una estrecha colaboración de YPFB. Creo que estos proyectos son un buen ejemplo de cómo la unión de fuerzas de todas las partes permite obtener resultados excepcionales". Por su parte, el ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez, lamentó las declaraciones del secretario de Hidrocarburos, Minas y Energía de la Gobernación, Herland Soliz, por restar importancia al proyecto de ampliación de la planta Incahuasi. “Santa Cruz, otra gobernación rentista que se dedica a criticar. Desde una posición muy cómoda, en la que no es capaz de generar un solo centavo para los cruceños, el Sr. Soliz busca desmerecer la importancia de los

proyectos que el gobierno central desarrolla en Santa Cruz, como la ampliación de la planta de Incahuasi". Sánchez explicó que, en los últimos 12 años se han invertido en la cadena de hidrocarburos de Santa Cruz cerca de $us4.800 millones. La Renta Petrolera en el departamento superó los $us2.800 millones en el mismo período, en comparación a los $us 200 millones del período neoliberal. Asimismo, señaló que Santa cruz duplicó la producción de gas natural que antes del actual gobierno era 8 MMmcd y actualmente se producen aproximadamente 17 MMmcd. El Departamento de Santa Cruz posee reservas probadas de 2.72 TCF en sus 24 campos gasíferos, lo que significa que en el subsuelo tienen cerca de $us16.000 millones, de los cuales 11% es para Santa Cruz por regalías. Asimismo, considerando los 12 campos petrolíferos ubicados en Santa Cruz, aumentará las reservas Hidrocarburíferas del departamento. “Se invertirán más de $us3.000 millones los próximos 6 a 7 años; por lo que estimamos que podemos encontrar en Santa Cruz en los siguientes años más de 7 TCF a través de 11 proyectos: Carohuaicho, Sararenda, Florida, Muchiri, Los Huesos-X2, Ñancahuazú, CarandaX1005, Abapó Profundo, Charagua, Arenales y Yarará”, dijo Sánchez. Todos estos proyectos están en ejecución, el pozo Caranda-X1005 se encuentra a más de 4.500 m de profundidad y se estima concluya a fin de año. Las obras civiles del pozo Ñancahuazu-X1 avanzan con el fin de iniciar la perforación en los siguientes meses, al igual el pozo Florida-X2 que se perforará a mediados del año 2019. En el caso del pozo Incahuasi 5, se estima que la perforación concluya en el primer semestre del 2019, según detalló el ministro. "Lo importante es que una vez concretados positivamente todos estos proyectos, se incrementarán aún más los ingresos económicos para el departamento, ingresos que usted, Sr. Soliz, como autoridad de la gobernación, no es capaz de generar para su departamento. Tenemos un compromiso para impulsar los proyectos exploratorios y de desarrollo en el departamento de Santa Cruz, tal cual lo declaró el Presidente Evo Morales, y no falsas expectativas como señala el Sr. Soliz, al cual invito a ser más responsable con la población cruceña, dejando de lado la crítica destructiva, ser más propositivo y que, más bien, respalde todos los proyectos que mencionamos, porque van en beneficio de los cruceños”, concluyó la autoridad.