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Uso de la renta hidrocarburífera para diversificar la economía

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Uso de la renta hidrocarburífera para diversificar la economía

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El 2021 fue el año en que las exportaciones del oro superaron a las del gas, pero no dejaron ingresos para el Estado en la misma proporción. Expertos consideran que el Gobierno del MAS dejó atrás sus sueños de convertirse en el centro energético de la región, ante el crecimiento desmesurado de la minería aurífera legal e ilegal.

"Bolivia ya no es un país hidrocarburífero, lo fue en su momento, la minería es mucho más importante que la industria gasífera. Hemos vuelto a ser un país minero. No hemos tenido la industrialización que nos dijeron", afirma a Brújula Digital, Jaime Dunn, experto consultor en Finanzas y Economía.

El investigador en temas mineros del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), Alfredo Zaconeta apunta que el oro ha desplazado al gas, por todos los incentivos normativos, ya que hasta el segundo trimestre los volúmenes en valor han superado a los del gas.

"En los primeros ocho meses las exportaciones de oro llegaron 1.640 millones de dólares y del gas a 1.472 millones de dólares, esto como efecto del precio", señala.

Sin embargo al ver el ingreso que quedó para el Estado, se verifica que el negocio del oro se quedó sobre todo en manos del sector cooperativista aurífero, uno de los actores mineros convertido casi en monopolio total de la explotación del oro en el país.

De los $us 1.263 millones exportados en oro (23,2 toneladas) el año 2020, apenas se quedó para el país por concepto de regalías $us 34.116 millones; es decir, un 2,7% -apunta Zaconeta-. al mencionar que el sector aurífero está exento de pagar impuestos.

En el caso de los hidrocarburos, según un reporte de YPFB hasta octubre de este año, los ingresos por exportación de gas natural llegaron a $us 1.853 millones, lo que quiere decir que antes de cerrar al año, los ingresos obtenidos son superiores al promedio del periodo 2006-2021.

"Sin embargo, los subsidios a los hidrocarburos y los incentivos que se dan por el tema hidrocarburos se va casi el 70% de la renta petrolera, lo que significa que al país le quedan migajas", asegura Dunn.

El economista advierte quelos ingresos por los hidrocarburos del 2022 serán menores a los del 2021, y los del 2021 ya son menores a los del 2020 "lo que confirma que la era del gas ya ha terminado".

Dunn señala quela bonanza económica por los altos precios de los commodities en el mercado internacional ha caído.

"El superávit fiscal ha sido de 14% del Producto Interno Bruto (PIB), pero desde que tenemos los déficits fiscales a la fecha, el déficit fiscal es más del 60% del PIB acumulado. No solo nos hemos gastado el superávit del 14%, sino que nuestro gasto es tres veces más alto", apunta.
Crecimiento aurífero desmedido y conflictivo
El investigador Alfredo Zaconeta señala que hubo un crecimiento desmedido de las cooperativas mineras durante el Gobierno del MAS, de 893 el 2005 a 1.816 el 2017, casi se duplicaron.

"De las 1.816 cooperativas, 1.400 se dedican al oro. De estas, 1.300 operan en La Paz y han tenido un crecimiento desmedido por la escalada de precios", apunta.

En análisis del especialista, este incremento desmesurado del sector aurífero se ha dado como consecuencia de incentivos normativos y tributarios, así como la alianza política con el MAS; que permitió a este sector tener fuerte incidencia en la política minera.

"Si ampliamos la mirada de conflictividad social en medio de avasallamientos y enfrentamientos, proliferación de explotación ilegal, la contaminación en varias zonas, las bajas recaudaciones y se ha podido detectar los capitales extranjeros", cita.

Ya el 2018, la periodista Jimena Mercado en un reportaje difundido por ANF bajo el título: Chinas y colombianas explotan ilegalmente oro en la Amazonía con la fachada de cooperativas", denunció las sociedades ilegales en torno al oro y la penetración de enormes dragas en los ríos del norte de La Paz. Posteriormente mostró el avance de las dragas en ríos del Beni.

La Autoridad Jurisdiccional Administrativa Minera (AJAM) reconoció la ilegalidad de las operaciones auríferas de los extranjeros, pero no revirtió los derechos mineros concedidos a los cooperativistas locales, titulares reconocidos.

Régimen fiscal de los hidrocarburos

El régimen fiscal petrolero no permite dinamizar la inversión para la exploración hidrocarburífera, ni de la propia estatal YPFB, lo que se traduce en menor producción e incluso incumplimiento de contratos, afirma el especialista en hidrocarburos y energía de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

"Actualmente la producción de gas natural está en torno a los 44 millones de metros cúbicos diarios (MMmc/d). El año 2018 ya hemos pagado una multa por incumplimientos en la exportación de gas natural a Brasil y el 2017 fue por no exportar lo suficiente a Argentina", apuntó.

Este año el Gobierno argentino inició acciones contra Bolivia debido a que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) envió un volumen inferior de gas al mínimo acordado en invierno.

El conflicto se dio en medio de una nueva renegociación por la adenda del contrato del contrato que fija las pautas de envío de gas desde el altiplano boliviano hacia el norte argentino.

"Lo que se vio es que no teníamos suficiente producción de gas y si continuábamos así, íbamos a incurrir en multas, se iba a pagar multas por incumplimiento de envíos de gas natural a los mercados. A raíz de eso se han renegociado adendas, tanto con Brasil, como con Argentina", afirma.

Con Brasil, señala que en marzo de 2020 para el cierre del contrato de exportación por un volumen menor. Hasta el 2015 le enviábamos hasta 31 Mmmc/d, mientras que a Argentina exportábamos cerca de 18 Mmmc/d", detalla.

Y al mercado interno se destinaban casi 13 Mmmc/d. Pero lo cierto es que con la caída de producción el país ya no podía cumplir con esos volúmenes y es así que el 2020 se han renegociado los contratos de exportación, tanto a Brasil y en diciembre con 2020 también se firmó otra adenda con Argentina por un menor volumen.

"Con la adenda con Brasil el máximo es de 20 Mmmcd y con Argentina está con 14 Mmmcd como volumen comprometido. Para en el periodo de verano debemos considerar que el compromiso con Argentina es menor, eso ha permitido poder contar con producción para cumplir con el mercado interno", explica.

Sin embargo Velásquez, ve como un serio problema del país el hecho que haya renegociado sus contratos con los principales mercados del gas boliviano. "Y ahora estamos al milímetro de lo que demanda el mercado interno y los contratos de exportación", advierte.
Problemas estructurales
Los problemas del sector de hidrocarburos son estructurales, Velásquez. "El problema está en queel régimen fiscal que no promueve la inversión para la exploración, hay un desorden institucional enorme y hay un desfase en la norma sectorial con lo que debería decir en la Constitución Política del Estado", manifiesta.

"Desde el 2015 en adelante, las reservas de gas natural han ido cayendo, en el campo San Alberto por ejemplo hay una declinación, en el caso de Margarita hay un problema con uno de los pozos que está ocasionando una caída, pero lo cierto es que desde el año 2015 hasta la fecha el único campo nuevo es Incahuasi Aquío, que viene a cubrir la caída de los megacampos San Alberto y Sábalo", subraya.

En mayo de 2005 fue promulgada la Ley de Hidrocarburos N° 3058. Esta ley establece los principios, las normas y los procedimientos para la realización de actividades hidrocarburíferas en todo el país. Posiblemente, el aspecto más importante de esta norma fue la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).

Un año más tarde, el 1° de mayo de 2006, se promulga el Decreto Supremo N° 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, a través del cual el Estado boliviano recupera la propiedad y el control de los hidrocarburos en Bolivia.

El sector hidrocarburos está sujeto al régimen general de impuestos, los principales tributos pagados son el Impuesto al Valor Agregado (IVA), el Impuesto a las Transacciones (IT), el Impuesto a las Utilidades de las Empresas (IUE).

La alícuota del IDH es del 32% sobre la producción fiscalizada de hidrocarburos.

La Ley de Hidrocarburos 3058, en su artículo 8, establece que el Estado retendrá el 50% del valor de la producción de gas y petróleo. Una vez iniciada la explotación, además del pago de patentes, la Ley Nº 3058 establece el pago de regalías y del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH); el Estado se queda con el 50% del valor de los hidrocarburos producidos.

BD JMC

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ANUARIO: El año en que el oro desplazó al gas en exportaciones, pero no en ingresos | Brújula Digital

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ANUARIO: El año en que el oro desplazó al gas en exportaciones, pero no en ingresos

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Brújula Digital|20|12|21| El 2021 fue el año en que las exportaciones del oro superaron a las del gas, pero no dejaron ingresos para el Estado en la misma proporción. Expertos consideran que el Gobierno del MAS dejó atrás sus sueños de convertirse en el centro energ

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La Gobernación de Chuquisaca destinó el 42% de su presupuesto a gastos de funcionamiento y otros programas en el periodo 2012-2020, según un informe de la Fundación Jubileo, lo que dejó poco margen para inversiones en infraestructura y otros sectores. CST y el MAS coincidieron ayer en que hace falta una ley departamental para regular el gasto de los recursos que provienen de la renta petrolera.

Según Jubileo, la Gobernación recibió 5.603 millones de bolivianos entre 2012 y 2020, unos 805 millones de dólares.

Una buena parte de esos recursos, el 42%, se usó en gastos de funcionamiento y otros programas; el 13%, en el sector agropecuario; el 11%, en caminos; el 4%, en electrificación y energía; y el 3%, en infraestructura urbana y rural. El resto, el 27%, en diferentes sectores.

"Lamentablemente, muy a pesar de la experiencia ya vivida por Chuquisaca en la década de los años '70 y '80 del siglo pasado, con el boom del petróleo, no se ha implementado en el departamento un fondo de ahorro o un fondo de estabilización", concluyó Jubileo en su informe "Distribución y uso de la renta petrolera en Chuquisaca".

En el primer caso, un fondo de ahorro "habría sido importante para asegurar un mínimo de sostenibilidad" en gastos e inversiones fundamentales y, en el segundo, un fondo de estabilización, habría sido útil "en momentos como el que atraviesa el país, desde el año 2015, marcado por una contracción de ingresos por concepto de regalías e IDH".

Al respecto, el gobernador Damián Condori sostuvo que la realidad de las finanzas de la Gobernación no es la que tuvo la administración del MAS. "En algún momento, Chuquisaca manejó 1.500 millones (de bolivianos) y nos dejaron con 1.340 millones de deuda. Con el presupuesto que tenemos (actualmente), es imposible encarar grandes proyectos nuevos", lamentó.

Condori dijo que su administración encargó ejecutar auditorías internas a algunos proyectos en los que se invirtieron grandes cantidades de dinero. "No nos vamos a quedar con los brazos cruzados. Lo que queremos es que se transparente, en qué se ha gastado", señaló.

El asambleísta Luis Ayllón (CST), por su lado, planteó elaborar una ley para regular el gasto de los recursos de la renta petrolera. "No podemos derrochar, despilfarrar esos recursos. La Gobernación tiene que planificar de manera visionaria el desarrollo, con programas y proyectos de desarrollo humano y productivo, especialmente en las comunidades productoras de hidrocarburos", dijo el legislador.

Ayllón agregó que esa ley debe señalar que el gasto se destine, principalmente, en desarrollo productivo, electrificación y caminos, que son las principales demandas de provincias productoras.

El presidente de la Asamblea, Ricardo Zárate (MAS), por su lado, dijo que también debe trabajarse en una ley de redistribución de regalías. "¿Cuánto ha recibido el Chaco? Deberíamos trabajar en una ley departamental en la que se pueda determinar los porcentajes de distribución interna en Chuquisaca, como en Santa Cruz: 50-40-10. Es decir, 50% para las provincias productoras, 40% para las no productoras y 10% para los pueblos indígenas", dijo el legislador.

Además, señaló que, si se elabora una ley, esta debería destinar las regalías, principalmente, a inversión pública.
INGRESOS
En el periodo 2005-2020, Chuquisaca (Gobernación, alcaldías y Universidad) recibió $us 1.680 millones como renta petrolera, según Jubileo.
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¿En qué gastó sus recursos la Gobernación en 8 años?

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La Gobernación de Chuquisaca destinó el 42% de su presupuesto a gastos de funcionamiento y otros programas en el periodo 2012-2020, según un informe de la Fundación Jubileo, lo que dejó poco margen para inversiones en infraestructura y otros sectores.

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Propuestas para la sostenibilidad del sector hidrocarburos

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Propuestas para la sostenibilidad del sector hidrocarburos

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La regalía del 11% es muy difícil cambiarla, por lo que el entrevistado propone hacer cambios en el IDH, con alícuotas progresivas dependiendo de la potencialidad y del plan de desarrollo del campo.

(#RadarEnergetico).- "La Ley de Hidrocarburos, promulgada en 2005, cumplió su ciclo y se deben hacer ajustes porque el sector de hidrocarburos requiere fuertes inversiones". La frase pareciera venir de un analista crítico o de un político opositor al actual gobierno.

Sin embargo, fue dicha el 30 de noviembre por el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Franklin Molina en un contexto de reflexión y "autocritica" muy necesaria.

Empero, el análisis llega luego de un año de gestión de gobierno, en cuyo periodo los cambios a esa ley aún no se han puesto sobre la mesa de debate.

Sin embargo, el consenso entre analistas, abogados, empresarios y autoridades, expresadas en los últimos meses es que sí es prioritario realizar cambios de fondo.

"Se necesitan ajustes estructurales, medulares", dice Raúl Velásquez, analista en Energía e Hidrocarburos de la Fundación Jubileo, entrevistado por Radar Energético.

Los problemas habitan en el ámbito legal, institucional, contractual y dentro de ello, sobre todo en el aspecto fiscal, es decir en los altos tributos que pagan las empresas de este sector.

En ese ámbito, actualmente el régimen fiscal establece una regalía del 11% para los departamentos productores, una regalía compensatoria para Pando y Beni del 1%, una participación del 6% para el TGN y el 32% del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).

"Si a eso se suma la participación de YPFB en los contratos de operación y además se suma los impuestos del régimen general -IVA, IT, IUE- etc., las empresas petroleras, incluida las de YPFB, entregan al Estado boliviano en promedio el 81% de la renta hidrocarburífera", dice Velásquez.

"Se aplica regalías e IDH (18+32=50%) a cualquier campo, no importa si es pequeño o grande, si es gasífero o petrolero, nuevo o maduro, obviamente esto hace muy difícil atraer inversiones", se lamenta el analista.
PROPUESTA
En ese marco, ¿Qué cambios se podrían generar para destrabar este sector que aún tiene grandes potenciales y así darle vitalidad con nuevas inversiones?

Es así que -propone Raúl Velásquez- el 1% para los no productores, Beni y Pando, podría subir a 2% y beneficiar a todos los no departamentos productores. "El Tesoro General de la Nación (TGN), que tiene otras fuentes de ingresos, podría bajar del 6 al 5% y, el IDH en vez de tener una alícuota ciega del 32%, debería tener una alícuota basada en escalas móviles, progresiva en función del precio, del tipo de campo y del ciclo de vida de ese campo".

En ese contexto, propone que se debería tener una alícuota para la fase de crecimiento del campo, otra para la fase de plenitud y otra para la fase de declinación. Esto en función del plan de desarrollo del campo y del tamaño de mismo. "No es equivalente un régimen fiscal para un campo que tiene 5 TCFs de reservas que para uno que tiene 0.9. Son temas que se debería debatir", asegura.

Bolivia, a la par de su dependencia de los hidrocarburos, tiene también una importante potencialidad, pero si no se generan las condiciones para aprovecharla "estamos condenados a una curva decreciente de producción de hidrocarburos y a una curva creciente en importación de gasolina y diésel", complementa el académico.

Coincide con el ministro sectorial en cuanto a que la actual ley cumplió su ciclo porque no ha incentivado en absoluto la exploración.

"Más allá de algunos decretos supremos, de algunos parches, de incentivar la inversión vía precios, no ha funcionado", dice.
Toda la producción actual de hidrocarburos es fruto de contratos firmados en la década de los 90s y renovados en 2006 luego del decreto de nacionalización.
"La realidad que vive hoy el sector hidrocarburos es el resultado de la política hidrocarburífera que está vigente desde mayo de 2005 cuando se promulgó la ley 3058 que está actualmente en vigencia", finaliza el analista.
Vea la entrevista>

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¿Qué cambios se pueden hacer al régimen fiscal del sector Hidrocarburos para atraer inversiones?

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La regalía del 11% es muy difícil cambiarla, por lo que el entrevistado propone hacer cambios en el IDH, con alícuotas progresivas dependiendo de la potencialidad y del plan de desarrollo del campo. (#RadarEnergetico).- "La Ley de Hidrocarburos, promulgada en 2005, cumplió su ciclo y se deben hacer ajustes porque el sector de hidrocarburos requiere fuertes inversiones".

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Los precios altos de los precios del petróleo en el mercado internacional mejoran los ingresos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y por ello la recaudación alcanzará a más de 2.000 millones de dólares.
El valor del crudo en el mercado mundial alcanzó picos de 80 dólares el barril, pero se está estabilizando en 70 dólares, y el precio fijado en el Presupuesto General del estado (PGE) 2021 se fijó por debajo de los 50 dólares.
Como se recordará el precio del gas que se envía a Brasil y Argentina está indexado al valor del crudo en el mercado internacional.
Sin embargo, el experto en temas hidrocarburíferos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, en una entrevista anterior, lamentó que no se aproveche los precios altos del crudo debido a la caída de la producción de gas.
Señaló que las adendas suscritas con Brasil y Argentina fijan menores volúmenes de envío, y por lo tanto se reduce el ingreso.

Valorizó
Durante la presente gestión, la estatal petrolera logró valorizar el precio del gas natural, producto de las negociaciones sostenidas con empresas brasileñas por periodos interrumpibles, lo que deriva en la generación de mayores ingresos en beneficio de los bolivianos, señala un boletín de prensa de la estatal petrolera.
En ese contexto, los ingresos generados el 2021 superan a los de la anterior administración en un 4 %, con lo que alcanza un valor de 2.196 millones de dólares.
Por otra parte, cabe destacar el crecimiento de la producción y de la venta de gas natural respecto a la anterior gestión, actividad impulsada gracias al consumo de mayores volúmenes demandados en el mercado interno, dinámica que demuestra la reactivación del aparato industrial propiciado por el gobierno nacional.
Es así que se logra un crecimiento en la comercialización en torno al 17 %, un incremento de 9,58 millones de metros cúbicos día (MMmcd), de noviembre de 2019 a octubre de 2020, a 11,23 MMmcd en la presente gestión (noviembre de 2020 a octubre 2021).
Algo similar ocurre en el mercado externo, en el que se trabajó para mejorar los precios de venta de gas natural. El resultado de las negociaciones generó un incremento del 3 %, respecto a la anterior gestión, en la que solo se exportó un volumen de 33,03 MMmcd; en la presente gestión se ha alcanzado un volumen de exportación de 34,01 MMmcd.

Fuente: El Diario

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Precios altos del petróleo mejoran ingresos de YPFB por venta de gas - Informe Exclusivo

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Los precios altos de los precios del petróleo en el mercado internacional mejoran los ingresos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y por ello la recaudación alcanzará a más de 2.000 millones de dólares.El valor del crudo en el mercado mundial alcanzó picos de 80 dólares el barril, pero se

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Bolivia atraviesa una semana con una bomba política en Santa Cruz con el caso llamado "ítems fantasmas", es decir, la denuncia de una contratación de entre 800 y 2.000 funcionarios supernumerarios en la alcaldía de la ciudad durante la gestión de Percy Fernández y Angélica Sosa, que formarían parte de la alianza política que habrían sellado con el Movimiento al Socialismo (MAS) de Evo Morales.

Sin embargo, mientras esto sucede se están perdiendo de vista en la opinión pública otros problemas que han ido deteriorando todavía más la imagen del régimen de Arce Catacora, como los desafíos que devela el Presupuesto General del Estado (PGE) 2022 para la economía, y que no pueden dejar de ser expuestos.

Uno de estos temas en particular, entre los muchos otros que han ido destacando distintos analistas, es el sector que justamente ha explicado mejor el crecimiento desorbitado del tamaño del Estado durante la etapa del auge de las materias primas desde aproximadamente 2003 hasta 2014: el sector hidrocarburos y, de manera más precisa, las condiciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Resulta que el PGE 2022 proyecta, entre otros aspectos, una caída del 10,7% en ingresos provenientes del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y regalías, lo cual marca una caída sostenida desde 2015 no sólo por el desplome general de la cotización internacional de materias primas, sino además por un descenso permanente en la producción, que ha pasado de los 60 millones de metros cúbicos diarios (MMmc/d) y que hoy se encuentra alrededor de los 43 MMmc/d.

Pero el problema va mucho más allá del PGE 2022. En una entrevista con Radar Energético, portal especializado en energía, Raúl Velásquez, analista del rubro para Fundación Jubileo, ha afirmado: "lamentablemente el sector hidrocarburos atraviesa uno de sus momentos más críticos en los últimos 20 años por el conjunto de problemas que hay. Es muy difícil saber cuál es el peor problema porque, en realidad, en los últimos 10 años, principalmente, un problema pequeño se ha ido convirtiendo en una bola de nieve cada vez más grande que involucra varios problemas".

Por ejemplo, Velásquez explica: "San Alberto, que producía en promedio 10 MMmc/d, hoy produce 2; Sábalo, que llegó a producir 18, actualmente está en 12; y Margarita sigue en su promedio, aunque menor a su pico de 19".

Para dar una idea del estado de YPFB y la manera en que se la administra, el pasado 19 de octubre se supo que la ejecución presupuestaria de la principal empresa estatal del país en lo que iba de 2021 era de apenas el 15%.

Según Álvaro Ríos, también experto en el área, la explicación de tan baja ejecución presupuestaria podría ser debido a la ineficacia y burocracia reinante dentro de YPFB, o porque los recursos económicos podrían no estar disponibles para lo presupuestado, o bien una combinación de ambas.

Peor todavía: el 5 de noviembre se tuvo conocimiento de que Bolivia ha estado incumpliendo los envíos de gas a Argentina acordados por contrato. "La producción ya venía cayendo y no podíamos seguir cumpliendo con el máximo (volumen) con Brasil, el máximo con Argentina y además el mercado interno que es creciente", sostiene Velásquez.

Pues ante semejante escenario, el primer día de diciembre, Bento Albuquerque, ministro de Minas y Energía de Brasil, dijo que "acceder al gas natural de Vaca Muerta (Argentina) es prioridad absoluta para Brasil", en una reunión que sostuvo con el secretario de Asuntos Estratégicos de la Presidencia argentina, Gustavo Beliz, y con el embajador argentino Daniel Scioli en Brasilia para conectar un gasoducto entre Neuquén y Porto Alegre.

El país está a punto de encarar un año muy difícil en 2022, debido a que se seguirá manteniendo un elevado déficit fiscal, con un gasto con tendencia alza y unos ingresos con fuerte tendencia a la baja, una brecha que se pretende cerrar mediante el incremento de las recaudaciones y de la deuda pública, tanto interna como externa.

Al menos de acuerdo a las declaraciones del 30 de noviembre de Franklin Molina, ministro de Hidrocarburos de Bolivia, quien dijo que "Ley de Hidrocarburos cumplió su ciclo" y que "urge inversión", existe conocimiento sobre la gravedad del escenario en el sector. Sin embargo, a juzgar por lo planteado en el PGE 2022, no habrá cambios pronto.

El PGE 2022, que proyecta un incremento del 25% del gasto respecto de 2021, asigna un 55% a YPFB, la cual, al mismo tiempo, destinará un 66% de estos recursos a la compra de combustibles, mientras que para contratos de exploración-producción ( Upstream) destinará apenas el restante de 400 millones de dólares.

Salvo que el régimen de Arce haya preparado sorpresas para el próximo año en el rubro, el PGE 2022 solamente está develando que hay problemas económicos que distan de ser pasajeros, y que más bien deberán ser ineludiblemente abordados sólo mediante reformas estructurales ya no sólo en el sector, sino al propio modelo económico implementado en Bolivia a partir de la nacionalización de los hidrocarburos del primer día de mayo de 2006.

El PGE 2022 empezará a ser discutido en la Asamblea Legislativa Plurinacional (ALP), para lo cual se espera que los asambleístas opositores que forman parte de las comisiones específicas defiendan la idea de que el país tiene un problema de exceso de gasto público, y no así un problema del destino del mismo, mucho menos de falta de ingresos, y que lo que se requiere es exigir al Ejecutivo un proyecto de reformas estructurales.

Más aún, lo ideal sería que la crisis que atraviesa YPFB, que empieza a ser crónico y severo, sea abordada en la ALP con propuestas concretas y sólidamente fundadas por parte de la bancada opositora, para al menos orientar a sus electores especto de cuál sería el escenario ideal a alcanzar, a la vez que aquél para el que se tendrían que preparar si acaso no son escuchados.

Al tiempo.

La Gaceta de la Iberosfera.
Mauricio Ríos García

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Bolivia: El 2022 vaticina una crisis en su principal sector económico

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Bolivia atraviesa una semana con una bomba política en Santa Cruz con el caso llamado "ítems fantasmas", es decir, la denuncia de una contratación de entre 800 y 2.000 funcionarios supernumerarios en la alcaldía de la ciudad durante la gestión de...

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Necesidad de reformas en el sector hidrocarburos

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Necesidad de reformas en el sector hidrocarburos

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Raul Velásquez considera que la realidad que vive hoy este sector es el resultado de la política hidrocarburífera vigente desde 2005 cuando se promulgó la ley 3058.

(#RadarEnergetico).- Mientras el Gobierno central despliega en las avenidas de La Paz y Santa Cruz vallas publicitarias con la imagen del presidente del Estado, con la leyenda de que Bolivia es "líder en exploración" de hidrocarburos, las cuales cuestan aproximadamente Bs 7.000 en impresión y Bs 3.500 de alquiler mensual, la realidad parece no coincidir con los estrategas propagandísticos o con quienes los contratan.
Vea la entrevista>
La verdad pareciera estar más bien en la otra vereda. "Lamentablemente el sector hidrocarburos atraviesa uno de sus momentos más críticos en los últimos 20 años", dice Raúl Velásquez, analista en Energía e Hidrocarburos de la Fundación Jubileo entrevistado por Radar Energético.

Y complementa. "Esta afirmación la hacemos por el conjunto de problemas que hay y es muy difícil saber cuál es el peor problema porque en realidad en los últimos 10 años, principalmente, un problema pequeño se ha ido convirtiendo cada vez en una bola de nieve más grande que involucra varios problemas".

En ese marco, "es cuestión de ver los números" -plantea- al revisar los niveles de producción, inversiones e incremento de las importaciones de combustibles líquidos.

"Por una parte, hay una caída de los ingresos que recibimos por regalías e IDH, esa es la parte más visible. Ese efecto responde a una caída de la producción de gas natural que en 2015 alcanzaba a los 60 millones de metros cúbicos diarios (MMmc/d) y que actualmente bordea los 43 MMmc/d", explica.
NÚMEROS
Haciendo 'doble clic' para explicar las razones de esta caída en la producción, Velásquez recuerda que entre el año 2009 y 2015, hubo un incremento del 50% de la producción de gas natural.

Entonces, ¿por qué pocos años después la tendencia va en sentido contrario?.

" Ese incremento en la producción se debió a una explotación más rápida de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita. San Alberto que producía en promedio 10 MMmc/d hoy produce 2, Sábalo llegó a producir 18, actualmente está en 12 y Margarita sigue en su promedio aunque menor a su pico de 19", con la salvedad de que es un campo que todavía está en su plenitud de producción.

"Esta situación lo que nos demuestra es que hemos explotado más rápido esas reservas que teníamos y no hemos tenido la capacidad de encontrar nuevos reservorios que repongan estos yacimientos", asegura el analista.

En ese sentido, recuerda que el único campo grande puesto en producción en los últimos años es Incahuasi. "Aunque comenzó a ser explorado en 2003, recién empezó a producir en agosto de 2016", rememora.

La caída de la producción se manifiesta de manera notoria desde 2016 y con una tendencia constante hacia abajo. A tal punto de que actualmente se produce lo mismo que en 2005.
¿POR QUÉ OCURRE ESTO?
" La realidad que vive hoy el sector hidrocarburos es el resultado de la política hidrocarburífera que está vigente desde el 17 de mayo de 2005 cuando se promulgó la ley 3058 que está actualmente en vigencia", dice Velásquez sin ambages.
CONSECUENCIAS
Las decisiones realizadas por las autoridades no han pasado por solucionar el problema "estructural", dice el analista.

Más bien estuvieron enfocadas en "cómo adecuar nuestra capacidad de oferta a nuestra capacidad de producción de gas natural".

En ese marco, se hicieron negociaciones a los contratos de exportación, tanto con Brasil, así como con Argentina.

Es así que, en marzo de 2020 se renegoció una adenda con Brasil para el periodo de cierre del contrato, vigente desde 1999 hasta 2019, en la que se baja el volumen máximo de 31 a 20 MMmc/d.

Por otra parte, en diciembre de 2020, se firma una adenda con Argentina también por menores volúmenes. Según el contrato de 2010, este año deberíamos estar enviándole a Argentina un máximo de 23 MMmc/d. Sin embargo, la adenda baja el máximo a 14.

"Esto se hace a que la producción ya venía cayendo y no podíamos seguir cumpliendo con el máximo (volumen) con Brasil, el máximo con Argentina y además el mercado interno que es creciente", dice Raúl Velásquez.

Las siguientes decisiones que se deberían tomar deben ser estructurales, enfocadas en una nueva política hidrocarfurífera y para ello se requiere voluntad política para tomar medidas estructurales y no solo incentivos por la vía de precios, plantea el analista.

Hasta donde se conoce erigir vallas publicitarias no son parte de la construcción de una política petrolera.

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Analista: "Es difícil saber cuál es el peor problema del sector hidrocarburos"

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Raul Velásquez considera que la realidad que vive hoy este sector es el resultado de la política hidrocarburífera vigente desde 2005 cuando se promulgó la ley 3058.

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Entrevista a Raúl Velásquez - Analista en Hidrocarburos - Fundación Jubileo

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El 66% del presupuesto de YPFB se destinará a la compra de combustible

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En 2022 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) destinará el 66 por ciento de su presupuesto a la importación de hidrocarburos y el 23 por ciento a contratos petroleros enmarcados en el Upstrean. Esta situación preocupa a los especialistas porque consideran que pone en evidencia la extre…

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Vinos, uvas y singanis a partir de la renta hidrocarburífera

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Vinos, uvas y singanis a partir de la renta hidrocarburífera

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La Asociación Nacional Industriales Vitivinícola alertó que la situación que atraviesa el sector es crítica, hay riesgo de que muchas bodegas pequeñas y medianas cierren o quiebren. Jubileo señala que después de los hidrocarburos esta es la actividad más importante de Tarija.

Imagen ilustrativa. Jubileo

La Paz, 28 de noviembre (ANF).- Cuatro de 10 vinos son del contrabando, este es el dato que refleja la crítica situación del sector productor de vinos, que además, pierde cada año Bs 350 millones por la actividad ilícita. Varias bodegas pequeñas y medianas están en riesgo de cerrar o quebrar, alerta la Asociación Nacional de Industriales Vitivinícolas (ANIV).

El sector está desesperado y lanza un grito de auxilio, atraviesa uno de los momentos más difíciles, primero por la pandemia del coronavirus (Covid-19) y por el contrabando que "crece día a día" y está llenando el mercado de productos que son de la actividad ilegal.

"Varias empresas que han invertido mucho capital y tienen deudas no están pudiendo acomodarse en el mercado y vender su producción, porque el contrabando está copando el mercado y es un flagelo que cada día crece y no hay un freno ni alto", declaró a la ANF el gerente de la ANIV, Fernando Galarza.

En el país hay cerca de 68 bodegas entre grandes, medianas, pequeñas, microbodegas y familiares, que trabajan con fines comerciales; están ubicadas en Tarija, Santa Cruz y Chuquisaca específicamente en los Cinthis. Aunque el mayor potencial está en tierra chapaca con una producción del 75%.

Estas empresas están legalmente constituidas, aunque por su "formalidad" están obligadas a cumplir una serie de responsabilidades, como las prestaciones, las que no pueden evadir porque están bajo la exhaustiva mirada de fiscalización de las instituciones.

"Pero el contrabando no paga ningún impuesto, ningún arancel. No aporta a las arcas del Estado. Lamentablemente, no hay políticas públicas determinantes que vayan a frenar este flagelo que nos tiene tan golpeados", sostuvo Galarza.

De acuerdo a estimaciones realizadas con las propias bodegas el "contrabando ha abarcado cerca del 40% del mercado nacional. De cada 10 vinos en el mercado, cuatro son de contrabando y la tendencia va creciendo sin ningún control".

Las pérdidas anuales están alrededor de los 350 millones de bolivianos como consecuencia del contrabando. Es más, el gerente de la ANIV dijo que está previsto que en la vendimia de 2022 la producción va a caer en un 30% o 40%, eso quiere decir que pequeños productores van a dejar de vender esas cantidades.

Las pérdidas no son solo en la comercialización sino en toda la cadena de producción, es decir, desde el pequeño productor campesino hasta la industria.

Una de las mayores preocupaciones del sector son las consecuencias sociales si el Estado no logra frenar el contrabando, porque el sector genera más de 5.000 empleos directos, 4.000 familias se benefician de los cultivos de uva en todo el territorio nacional.

Sin embargo, por la pandemia y el contrabando "corren el riesgo de perderse (estas fuentes de empleo) por la situación crítica que están atravesando las empresas pequeñas y medianas.
Un grito de auxilio a las autoridades
Galarza informó que han sostenido reuniones con la Aduana, Senasag y la Intendencia Municipal para analizar diferentes alternativas orientadas a hacer frente a este flagelo. Uno de sus primeros pedidos fue reforzar los controles en los puntos fronterizos e intermedios, en las trancas.

No obstante, los contrabandistas siempre encuentran rutas comunales, vecinales, para el transporte de los productos ilegales que "ingresan como un virus", un negocio que se acomoda en los mercados del país sin ningún tipo de sanción.

Acotó que también se reunieron con el Ministerio de Economía y Finanzas y con el Ministerio de Desarrollo Productivo, donde el sector planteó algunas soluciones de mediano plazo que puedan coadyuvar a frenar la ilegalidad.

Detalló que el sector paga el Impuesto a los Consumos Especiales (ICE) que es cuantioso, un monto muy grande, porque se considera a los vinos y singanis como bienes de lujo y suntuosos imagínese", señala Galarza..

Además, tiene una alícuota de cálculo "perversa" porque está indexada a las UFV, por lo tanto, cada año que crecen las UFV también se incrementan los impuestos. "En los últimos años el impuesto ha crecido más de 200%, mientras que el precio de venta de los productos no llega al 20% de incremento".

Galarza sostiene que es un impuesto que es absorbido por el productor, por la industria, toda vez que no se puede trasladar al consumidor, ni se lo puede compensar de ninguna forma como se lo puede hacer con el IVA.

En ese encuentro plantearon a las autoridades que parte de ese impuesto retorne al sector como proyectos de apoyo o de fomento; aparentemente el ministro de Economía y Finanzas, Marcelo Montenegro, tomó como una sugerencia que podría ser "factible o realizable" y que iba a instruir a su personal técnico para que analice la propuesta. Aunque a la fecha no existe ninguna respuesta.

Otro pedido que hicieron es que las cuantías de los comisos del contrabando se puedan reducir, precisó que hace años se incrementó de los 10.000 UFV a 200.000 UFV, por lo tanto, es difícil que un camión de contrabando tenga mercadería de más de 400.000 dólares.

"Queremos que se restablezca la cuantía anterior, como antes, que se reduzca significativamente esa cuantía para sancionar penalmente el contrabando", dice Galarza, quien cree que esta puede ser una medida que verdaderamente haga frente a este negocio ilícito.

Insistió que "la formalidad cuesta muy caro", porque mientras los empresarios legales tienen que cumplir con las normas y si no lo hacen existen sanciones; el contrabando no paga absolutamente nada, sus productos se venden en todas partes sin ningún control, ni restricción.

Observó que las redes sociales sean espacios libres para la venta de productos de contrabando sin que exista ningún tipo de freno ni control. Dijo que presentado una denuncia con el objetivo de que exista un precedente de sanción a este tipo de negocios.
Después de los hidrocarburos, el sector vitivinícola es el más importante en Tarija
La Fundación Jubileo en una publicación "Más allá del gas: El potencial productivo de uvas, vinos y singanis en Tarija" establece que este departamento es identificado por su cualidad de productor de hidrocarburos, lo que representa cerca del 45% de la actividad económica.

Tarija es la región de donde se extrae el mayor porcentaje de hidrocarburos (64% del total nacional), es la que más se beneficia de los ingresos fiscales por concepto de las regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos.

Sin embargo, también señala que Tarija cuenta con otras potencialidades económicas más allá de los hidrocarburos, aunque ningún otro sector de la economía realiza un aporte fiscal tan significativo como el hidrocarburífero.

Las bebidas se ubican en primer lugar entre las vocaciones productivas reales del departamento de Tarija. Las vocaciones productivas que promueven y dinamizan el aparato productivo a partir de las iniciativas de la población, el emprendimiento desde las micro, pequeña, mediana y gran empresa, contemplando la generación de valor.

El gerente general de la Asociación Nacional de Industriales Vitivinícolas manifestó que la segunda actividad más importante y representativa en Tarija es la producción de vinos y singanis.

Acotó que los ingresos por esta actividad se quedan en Tarija que a diferencia de los hidrocarburos se ve muy poco o nada de la renta hidrocarburífera.

"El clúster de la uva en Tarija incluye a las 37 bodegas productoras de vino y singani, pero también a más de 2.800 familias vinculadas a este sector, ya sea desde el cultivo de uva, cosecha y barriles, pero también en actividades vinculadas como la elaboración de quesos, jamones, así como el turismo vitivinícola que se viene desarrollando en esa región", precisa en la publicación de Jubileo.

Las 10 bodegas grandes, medianas y pequeñas más importantes del país producen cerca de 7 millones de litros por año, según datos de 2014 reflejados por Jubileo con base en información de Import Intelligence Study Wine in Bolivia. Aunque se estima que actualmente la producción es de 11 millones de litros.

Galarza demandó de todas las autoridades mayor "voluntad" para atender los problemas generados del contrabando.

//NVG//

Fuente. noticiasfides.com

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Cuatro vinos de 10 son de contrabando, el sector vitivinícola pierde cada año Bs 350 millones

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La Asociación Nacional Industriales Vitivinícola alertó que la situación que atraviesa el sector es crítica, hay riesgo de que muchas bodegas pequeñas y medianas cierren o quiebren. Jubileo señala que después de los hidrocarburos esta es la actividad más importante...

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COMO ESTAMOS HOY | • RENTA HIDROCARBURIFERA PARA DIVERSIFICAR LA ECONOMIA EN TARIJA, DONDE FUERON LAS REGALIAS? ¿ DONDE SE INVIRTIO EL IDH Y CUAL ES EL IMPACTO? ESTA NOCHE... | By Canal 9 TVU Tarija | Facebook

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Situación del sector hidrocarburos y desafíos futuros

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Situación del sector hidrocarburos y desafíos futuros

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|#EnVivo | PRESENTACIÓN DEL LIBRO: “UNIVERSIDAD DE CHARCAS Y SU HISTORIA ECONÓMICA 1624-1767” - 18 de noviembre de 2021 | |#EnVivo |  #EnVivo | PROGRAMA 10  – 20 de noviembre de 2021

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Régimen fiscal en el sector hidrocarburos

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Régimen fiscal en el sector hidrocarburos

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Brújula Digital|08|11|21|

El régimen fiscal petrolero no permite dinamizar la inversión para la exploración hidrocarburífera, ni de la propia estatal YPFB, lo que se traduce en menor producción e incluso incumplimiento de contratos, afirmó el especialista en hidrocarburos y energía de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

"Es un resultado preocupante porque el país no está generando condiciones para la inversión, ni siquiera para la propia YPFB, entonces es muy difícil conseguir proyectos rentables con este régimen fiscal, y adicionalmente hay que sumarle otro aspectos complejos como el ambiental y el tema de la consulta previa (a los pueblos indígenas)", señaló.

En entrevista con Brújula Digital, Velásquez observó que en materia de hidrocarburos hubo mucha dispersión en la normativa, pues el 2015 se intentó acortar los procesos de consulta previa y autorizar la exploración en parques nacionales, creyendo que eso iba atraer inversión en exploración, pero no ocurrió.

"Actualmente la producción de gas natural está en torno a los 44 millones de metros cúbicos diarios (MMmc/d).El año 2018 ya hemos pagado una multa por incumplimientos en la exportación de gas natural a Brasil y el 2017 fue por no exportar lo suficiente a Argentina", apuntó.

La semana pasada se conoció que el Gobierno argentino inició acciones en contra Bolivia debido a que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) envía desde fines del mes pasado, un volumen inferior de gas al mínimo acordado.

El conflicto se dio en medio de una nueva renegociación por la adenda del contrato del contrato que fija las pautas de envío de gas desde el altiplano boliviano hacia el norte argentino.

"Lo que se vio es que no teníamos suficiente producción de gas y si continuábamos así, íbamos a incurrir en multas, se iba a pagar multas por incumplimiento de envíos de gas natural a los mercados. A raíz de eso se han renegociado adendas, tanto con Brasil, como con Argentina", indicó.

Con Brasil recordó que se firmó en marzo de 2020 para el cierre del contrato de exportación por un volumen menor. Hasta el 2015 le enviábamos hasta 31 Mmmc/d, mientras que a Argentina exportábamos cerca de 18 Mmmc/d", detalló.

Y al mercado interno se destinaban casi 13 Mmmc/d. Pero lo cierto es que con la caída de producción el país ya no podía cumplir con esos volúmenes y es así que el 2020 se han renegociado los contratos de exportación, tanto a Brasil y en diciembre con 2020 también se firmó otra adenda con Argentina por un menor volumen.

"Con la adenda con Brasil el máximo es de 20 Mmmcd y con Argentina está con 14 Mmmcd como volumen comprometido. Para en el periodo de verano debemos considerar que el compromiso con Argentina es menor, eso ha permitido poder contar con producción para cumplir con el mercado interno", explicó.

Sin embargo Velásquez, ve como un serio problema del país el hecho que haya renegociado sus contratos con los principales mercados del gas boliviano, lo cual tienen un impacto económico para el país. "Y ahora estamos al milímetro de lo que demanda el mercado interno y los contratos de exportación", dijo.
Problemas estructurales
Los problemas del sector de hidrocarburos son estructurales, según el especialista. "El problema está en queel régimen fiscal que no promueve la inversión para la exploración, hay un desorden institucional enorme y hay un desfase en la norma sectorial con lo que debería decir en la Constitución Política del Estado", manifestó.

En ese marco dijo que hace falta una nueva política hidrocarburífera enmarcada en una política energética nacional, ya que la producción de hidrocarburos, principalmente la de gas natural, está en declive desde el año 2015 aproximadamente.

"Entre el 2010 y 2015 hubo un incremento de casi el 50% de la producción de gas natural, pero ese incremento se dio a partir de la explotación de los megacampos que ya habían sido descubiertos desde la década de los 90´ y lo que se había aprovechado, fue la coyuntura de precios altos de exportación para monetizar las reservas de gas mientras los precios estaban altos, hasta ahí no había problema", recopiló.

El problema dijo el experto, fue cuando se monetizaron las reservas hidrocarburíferas, pero sin considerar que debía haber una política de exploración agresiva que permita reponer esas reservas.

"Desde el 2015 en adelante, las reservas de gas natural han ido cayendo, en el campo San Alberto por ejemplo hay una declinación, en el caso de Margarita hay un problema con uno de los pozos que está ocasionando una caída, pero lo cierto es que desde el año 2015 hasta la fecha el único campo nuevo es Incahuasi Aquío, que viene a cubrir la caída de los megacampos San Alberto y Sábalo", subrayó.

En ese marco dijo que lo que se ve, es el resultado de la política hidrocarburífera implementada desde el 2005 con la Ley 3058 de Hidrocarburos.

"Lamentablemente lo que vemos en la producción de gas natural, los mercados, el desarrollo mismo del sector hidrocarburos, es que incluso trasciende a la gestión del MAS como partido político o como Gobierno, sino que es el resultado de una política hidrocarburífera", sostuvo.

En mayo de 2005 fue promulgada la Ley de Hidrocarburos N° 3058. Esta ley establece los principios, las normas y los procedimientos para la realización de actividades hidrocarburíferas en todo el país. Posiblemente, el aspecto más importante de esta norma fue la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).

Un año más tarde, el 1° de mayo de 2006, se promulgó el Decreto Supremo N° 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, a través del cual el Estado boliviano recupera la propiedad y el control de los hidrocarburos en Bolivia.

El problema actual por el que atraviesa la normativa del sector es la ausencia de una nueva ley de hidrocarburos que considere lo dispuesto tanto en la CPE como en el Decreto de Nacionalización de Hidrocarburos, ambos emitidos de manera posterior a la actual ley, según el análisis de Jubileo.

Un claro ejemplo de la contradicción existente entre la normativa del sector y la actual CPE se presenta en la participación de empresas privadas en la actividad de comercialización de los hidrocarburos. Si bien la actual Ley de Hidrocarburos permite que empresas privadas puedan comercializar hidrocarburos y sus derivados (importación y exportación), la CPE establece que YPFB es la única empresa facultada para esta actividad.

El sector hidrocarburos está sujeto al régimen general de impuestos, los principales tributos pagados son el Impuesto al Valor Agregado (IVA), el Impuesto a las Transacciones (IT), el Impuesto a las Utilidades de las Empresas (IUE).

La alícuota del IDH es del 32% sobre la producción fiscalizada de hidrocarburos.

La Ley de Hidrocarburos 3058, en su artículo 8, establece que el Estado retendrá el 50% del valor de la producción de gas y petróleo. Una vez iniciada la explotación, además del pago de patentes, la Ley Nº 3058 establece el pago de regalías y del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH); el Estado se queda con el 50% del valor de los hidrocarburos producidos.

La proyección de ingresos por la exportación de gas en Bolivia para la gestión 2021 supera los $us 1.900 millones, según lo que informó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina.

BD JMC

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Raúl Velásquez: el régimen fiscal petrolero no genera condiciones para la inversión en exploración | Brújula Digital

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Raúl Velásquez: el régimen fiscal petrolero no genera condiciones para la inversión en exploración

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Brújula Digital|08|11|21| El régimen fiscal petrolero no permite dinamizar la inversión para la exploración hidrocarburífera, ni de la propia estatal YPFB, lo que se traduce en menor producción e incluso incumplimiento de contratos, afirmó el especialista en hidrocarburos y energía de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

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Transición Energética - Verdades Ocultas

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Transición Energética - Verdades Ocultas

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Tras la caída en la producción de hidrocarburos y la falta de nuevos yacimientos, el Gobierno nacional analiza "modernizar" la Ley de Hidrocarburos 3058, informó el ministro de Hidrocarburos Franklin Molina, en mayo.

Se busca actualizar la norma 16 años después de su aprobación, que fue resultado de un referéndum realizado tras la Guerra del Gas, que este mes cumple 18 años.

Especialistas en hidrocarburos consideran que la modificación de la norma es urgente para atraer inversiones destinadas a la exploración, mediante la eliminación de los desincentivos a la inversión extranjera, y dar seguridad jurídica a las empresas.

"El país tiene potencial hidrocarburífero, se deben hacer cambios y generar condiciones para que fluya la exploración", dijo el especialista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

La Guerra del Gas, que inició el 17 octubre de 2003, evitó exportar gas a México y EEUU vía Chile, para venderlo a Argentina y Brasil, lo que generó mayores réditos económicos para el país.

Sin embargo, el especialista en hidrocarburos Álvaro Ríos afirmó que la Ley 3058, aprobada dos años después de la Guerra del Gas, fue más extractiva y dejó de lado la exploración, por lo que ahora el país disminuyó su producción de hidrocarburos.

En 2013 el país producía 61 millones de metros cúbicos día (MMm3d), mientras que en la actualidad produce 44 MMm3d. "Si ese ritmo continúa y no se descubren nuevos yacimientos en cinco años más vamos a terminar importando el 100 por ciento de la gasolina y el diésel y en 12 años más deberemos importar gas", señaló Ríos.

Según los cálculos del economista y exministro de Hidrocarburos Mauricio Medinaceli, el país podría dejar de exportar gas a Argentina en 2033 y a Brasil en 2040, por lo que recomendó al Gobierno hacer reformas urgentes en el sector hidrocarburífero.

El país debe exportar diariamente 14 MMm3d de gas a Argentina y 20 MMm3d a Brasil, y el consumo interno llega a 14 MMm3d, haciendo un total de 48 MMm3d. Esta cifra sobrepasa la producción nacional, que es de 47 MMm3d.

En mayo, el ministro de Hidrocarburos afirmó que es necesario modernizar la Ley 3058, pues a su criterio en los últimos años no se logró incrementar las reservas. Por tanto, urge repensar todo el marco normativo, incluyendo la ley de incentivos y otros reglamentos que deben ser modificados.

"Estamos modificando algunos decretos porque tenemos que ser autocríticos. Los resultados no han sido los esperados y necesitamos en este momento incorporar reservas, incorporar volúmenes de producción de gas natural", señaló Molina a El Deber.

La modernización de la Ley 3058 también busca una reducción en la importación de crudo.

En julio, la diputada Lidia Tupa, presidenta de la Comisión de Economía Plural de la Asamblea Legislativa Plurinacional, indicó que tratar una ley que viabilice las inversiones extranjeras en hidrocarburos es una oportunidad para reactivar la economía.

En esa oportunidad, YPFB lanzó el "Plan de Reactivación del Upstream 2021: Nuevas Perspectivas y Oportunidades", que apunta a captar capitales internacionales para reactivar la exploración de gas y petróleo en siete regiones del país.

Sin embargo, los especialistas indican que esto no tendrá mayores resultados sin una nueva norma de hidrocarburos que dé mayores incentivos a las empresas extranjeras.

Ríos afirmó que la nueva ley de hidrocarburos debe ser consensuada con varios sectores. "No es un tema sólo del Gobierno, sino de las gobernaciones productoras y otras instituciones que reciben regalías, que se quedan sin ingresos. Tener un nuevo ciclo exploratorio es muy importante", dijo.

PIDEN QUE NUEVA LEY REESTRUCTURE EL RÉGIMEN FISCAL Y EL MODELO CONTRACTUAL

Los analistas consideran que la nueva ley de hidrocarburos debe modificar el régimen fiscal y el modelo contractual. El actual régimen impositivo que establece la norma impide el flujo de inversiones.

"Recordemos que en Bolivia entre regalías y el IDH, el Estado se queda con al menos 50 por ciento de los ingresos por la explotación de los hidrocarburos, algo que ha sido establecido desde el referendo de 2004 y está inmersa en la ley de hidrocarburos", indicó el especialista en hidrocarburos, Raúl Velásquez.

Pero ese 50 por ciento se aplica a cualquier campo, sin tomar en cuenta si es nuevo, viejo o que está en declinación, lo cual desanima a los inversionistas.

Álvaro Ríos, también analista en hidrocarburos, indicó que el actual modelo de contrato sociedad anónima mixta no es amigable con las extranjeras, por lo que se debe plantear contratos de operación y riesgo compartido, como se hace en otros países.

Además, dijo que YPFB no puede ser socia y fiscalizadora en todos los proyectos porque es un modelo contraproducente.

Velásquez añadió que yacimientos debe convertirse en una empresa netamente operadora y no política. "YPFB debe dejar de operar de forma política o como agencia de empleos", afirmó.

El analista José Padilla considera que no será tan fácil modificar la norma porque tiene ataduras como la nacionalización de los hidrocarburos y el referendo de 2004, que determinó su creación con sus actuales características.

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Ley de Hidrocarburos: el Gobierno se abre a modificarla a 18 años de la Guerra del Gas

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Tras la caída en la producción de hidrocarburos y la falta de nuevos yacimientos, el Gobierno nacional analiza "modernizar" la Ley de Hidrocarburos 3058, informó el ministro de Hidrocarburos Franklin Molina, en mayo. Se busca actualizar la norma 16 años después de su aprobación, que fue resultado de un referéndum realizado tras la Guerra del Gas, que este mes cumple 18 años.

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Tras la falla en la válvula de seguridad del compresor de dióxido de carbono (CO2), que paralizó operaciones en la planta de urea por tres días, expertos en petroquímica aseguran que debido al incidente la factoría no pudo haber producido el fertilizante, lo cual se puede verificar con los reportes de producción diarios.

Tras la denuncia de paro, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) emitió un comunicado en el que indica que desde el miércoles 29 de septiembre al 2 de octubre se realizaron ajustes técnicos, pero que ello no implicó un paro la producción. Sin embargo, no detalló el tipo de ajustes realizados.

Para el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, YPFB tiene falta de institucionalidad y transparencia.

"Existen muchas dudas sobre la situación de la planta en la actualidad, desde su concepción, es un proyecto con muchas observaciones y mucha falta de información. A la fecha, no hay información de contratos, auditoría técnica a la construcción de planta o su plan de reactivación. En tanto no haya ese tipo de información, la credibilidad queda mermada", dijo.

Velásquez sugiere a YPFB invitar a entidades e instituciones serias para que certifiquen la seguridad de la planta, además invitar e informar a legisladores de oposición sobre los ajustes.

Fallas

Un experto en petroquímica, que prefirió mantener su nombre en reserva, indicó que, si hubo fallas en el compresor de dióxido de carbono, no pudo haberse producido el fertilizante debido a que éste se produce con amoniaco y CO2; ambos se mezclan en un reactor para producir urea.

"Al no haber CO2, no se puede producir urea. Evidentemente la planta estuvo parada, eso se puede verificar en los reportes diarios de producción", indicó.

Agregó que, tras el disparo de la válvula de alivio del compresor CO2, se activó el set de paro, que detiene toda la factoría cuando se presentan estos problemas.

Sin embargo, dijo que no se sabe cuál fue el problema, pues el personal pudo haber desactivado las alarmas para volver a operar el 3 de octubre. Como no se solucionó el problema, considera que en cualquier momento la planta puede volver a parar.

"No les gusta ser fiscalizados; lo que hacen es ocultar la información. Eso siempre se lo han hecho. Cuando se hace evidente la falla o se muestran pruebas, recién salen a explicarlo", afirmó.

Tras más de un año paralizada, la planta reanudó operaciones el 6 de septiembre y ya presentó dos problemas técnicos. El 9 de septiembre se reportó el primer problema: una fuga de hidrógeno y amoniaco en el reactor 105-D. A la fecha la fuga persiste, en menor volumen.

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Planta de urea paró 3 días; YPFB lo niega y afirma que sólo hubo ajustes técnicos

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Tras la falla en la válvula de seguridad del compresor de dióxido de carbono (CO2), que paralizó operaciones en la planta de urea por tres días, expertos en petroquímica aseguran que debido al incidente la factoría no pudo haber producido el fertilizante, lo cual se puede verificar con los reportes de producción diarios.

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Precio del petróleo y situación en Bolivia

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Precio del petróleo y situación en Bolivia

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COMO ESTAMOS HOY | COMO ESTAMOS HOY
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Según el Informe de Estado de la PAU, emitido el 14 de junio de este año, al que accedió Los Tiempos, hasta fines de 2019 la planta había paralizado sus operaciones 17 veces en un total de 134 días. Sin embargo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) negó paros durante ese periodo. La planta de urea y amoniaco (PAU), que demandó una inversión de 953 millones de dólares, fue inaugurada en septiembre de 2017.

El informe menciona que sólo en 2018 la planta estuvo paralizada durante 100 días. La mayoría de las veces por fallas en diferentes turbinas, rectores, turbocompresores y otros. Además, paró en dos ocasiones en 2019 por sobre stock de producción, mientras que en noviembre de 2019 cesó operaciones de manera definitiva por falta de insumos y riesgo de toma de la planta, señala el informe.

No obstante, el pasado 6 de septiembre, durante el acto de reinicio de operaciones de la planta, el gerente de industrialización de YPFB, Henry Lapaca, negó que ésta hubiera tenido paralizaciones en 2018 y 2019, durante la gestión del MAS.

"No estaba parada la planta; estaba funcionando, se puede verificar en el histórico de la fábrica. Antes del gobierno de Áñez no estaba parada, yo era el director y funcionaba al 93 por ciento de capacidad", dijo Lapaca.

El pasado miércoles, dos días después de reanudar operaciones, gente allegada a la PAU denunció la fuga de hidrógeno y amoniaco.

Para los analistas en hidrocarburos, las constantes paralizaciones en una planta nueva revelan que hay diferentes problemas técnicos, operativos, de comercialización y de logística, que deben solucionarse de forma urgente para que la planta sea productiva.

El especialista en hidrocarburos Hugo del Granado indicó que para que la PAU sea rentable debe superar todos sus problemas técnicos, operar con mayor capacidad y encontrar mercados de exportación.

"Lo que tiene la planta son problemas técnicos desde el día de su inauguración, eso quiere decir que la empresa encargada de la supervisión del montaje (Bureau Veritas), tampoco hizo bien su trabajo de hacer notar las fallas que podrían presentarse en su construcción", dijo.

Para el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, la problemática de la industrialización de la PAU debe ser abordada de manera integral, con el resto de problemas que enfrenta el sector hidrocarburos, además de una auditoría a la ingeniería de la planta, así como a los estudios de mercado, financieros y económicos de la planta.

Añadió que el proyecto no fue bien concebido, además que la información respecto a su construcción, producción y comercialización tampoco fue transparente. "Está en la peor ubicación posible, eso adiciona costos de transporte, lo que lo encarecen y lo hacen poco competitivo", indicó.

Tampoco se han hecho públicos los contratos de comercialización, se desconoce los acuerdos en términos de precio y cantidad, no se sabe si existieron, agregó Velásquez.

Paralizaciones

Según el informe de la ANH, la primera paralización fue de la PAU fue el 2 de marzo de 2018, a seis meses de su inauguración, en ocasión de la inspección a la cámara de combustión (turbina 101-JGT), la cual concluyó el 8 de mayo.

El 23 de mayo 2018 se realizó un paro no programado; el 29 de mayo del mismo año se paró para actividades de mantenimiento correctivo, el cual concluyó el 5 de julio.

El 8 y 26 de julio de 2018 se paró de emergencia por problemas en el sistema de lubricación de la turbina 312-JT, esto concluyó el 31 de julio. El 27 de septiembre de 2018 la planta realizó un paro de emergencia por fallas en el turbocompresor 101-JGT.

La PAU se paralizó de emergencia el 10 enero, 2 febrero y 10 de febrero de 2019 debido a fallas en la turbina 101_JGT. Además, el 14 de marzo y entre el 1 al 18 de mayo de 2019 se detuvo por sobrestock.

El 27 y 28 de mayo de 2019 no hubo producción debido al paro de la turbina de gas 101-JGT, el paro se extendió hasta el 29 de mayo. Del 19 al 22 de junio de 2019 también hubo paro por fuga en la pieza TT1313. Del 27 al 29 de junio se paró por problemas en LV 1046.

Del 18 de septiembre al 3 de octubre, YPFB solicitó un paro programado para revisar turbinas de gas de vapor. El 15 de octubre de 2019 se paró por el disparo de la turbina 101-JGT.

El 7 de noviembre de 2019, la PAU paró por saldos elevados en almacenes debido a conflictos sociales que impidieron el despacho y la llegada de insumos.

FUGA EN PAU PREOCUPA Y RECOMIENDAN PARARLA

REDACCION CENTRAL

A sólo dos días de que la planta de urea y amoniaco (PAU) reanudara operaciones, se denunció la presencia de una peligrosa fuga de gas hidrógeno y amoniaco, que puede causar una explosión, por lo que expertos en petroquímica recomendaron parar operaciones.

Sin embargo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) negó dicha fuga, asegurando que sólo se trata de vapor.

El problema se presentó en el reactor 105-D o convertidor de amoniaco NH3 (catalizador tipo: Nickel Reforming 19,28 Vol/Vol-m3).

El analista en hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que en una planta ninguna fuga es buena, por lo que sugirió parar operaciones.

El vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB, Luciano Montellano, desmintió daño al personal y descartó el riesgo de contaminación.

"Toda la operación de los sistemas y subsistemas está enmarcada en las recomendaciones de los licenciantes", dijo.

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Informe revela 17 paros en la planta de urea entre 2018 y 2019; YPFB lo niega

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Según el Informe de Estado de la PAU, emitido el 14 de junio de este año, al que accedió Los Tiempos, hasta fines de 2019 la planta había paralizado sus operaciones 17 veces en un total de 134 días. Sin embargo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) negó paros durante ese periodo.

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Producción de hidrocarburos y mercado interno

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Producción de hidrocarburos y mercado interno

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Una serie de informes oficiales mencionan que ENDE incumplió un compromiso de reducir en 1 MMm3/d su demanda de gas natural para las termoeléctricas en 2021 y, por el contrario, subió 0,84 MMm3/d. Analistas ven riesgos a mediano plazo

El difícil equilibrio entre producción de gas y demanda ya no se puede negar en Bolivia. El Ministerio de Hidrocarburos solicitó a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) que reduzca la demanda para las termoeléctricas en al menos 1 millón de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para cumplir con los contratos de exportación y evitar multas.

Sin embargo, ENDE incumplió el compromiso que hizo con el Ministerio de Hidrocarburos, que debía iniciar en junio de 2021.

EL DEBER accedió a una serie de cartas e informes enviados entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), YPFB y el Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), en los que se advierte que el compromiso de reducción -considerado en diciembre de 2020 por el MHE- se incumplió y, por el contrario se incrementó en 0,84 MMm3/d hasta el 13 de julio.

"Estos incrementos de consumo fueron cubiertos debido a los retrasos en la puesta en marcha de la Planta de Amoniaco y Urea (PAU). Sin embargo, ya está prevista su reactivación a fines de mes, por lo que si el sector termoeléctrico continúa con el ritmo de consumo actual, generaría déficits de mayor consideración, que inciden de manera directa en el cumplimiento al mercado externo ", dice el informe técnico de YPFB fechado el 14 de julio del presente año.

Los retrasos en el ingreso de los proyectos de generación, según un anexo del CNDC -fechado el 10 de febrero de 2021- son la mayoría de las unidades de los proyectos eólicos Warnes, San Julián y El Dorado, que deberían haberse puesto en marcha paulatinamente desde abril a junio. EL DEBER buscó la versión de ENDE al respecto, pero indicaron que su presidente, Marco Escóbar, se encontraba de viaje.

También se buscaron las versiones de YPFB y del MHE, este último dijo que se pronunciará hoy al respecto. Hasta el momento se desconoce desde cuándo se aplicará la reducción de 1 MMm3/d de gas natural para la generación térmica que tiene a cargo ENDE.

Para el analista de hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, esta situación es una "mala señal", consecuencia de la situación del sector hidrocarburos boliviano. "Lo venimos advirtiendo desde 2015, cuando se veía una tendencia decreciente en la producción de gas y la nula exploración que permita explorar nuevos campos para abastecer los compromisos de exportación y para el mercado interno", sostuvo.

Recordó que ya se presentó una situación similar entre 2017 y 2018, cuando YPFB pidió a algunas industrias instaladas en Chuquisaca, no exceder sus volúmenes máximos de demanda. "Eso ha perjudicado, por ejemplo, a fábricas como Fancesa, que en cierto momento quiso ampliar su producción".

Por su parte, el analista en electricidad, Sergio Arnez, advirtió que la situación pude generar inestabilidad en la generación en los próximos meses, ya que al faltar gas, se debe acudir al agua almacenada de las represas como Corani, para la generación hidroeléctrica, en tiempos de escasez de agua. "Eso puede ser un tiro en el pie, porque más adelante puede faltar (agua) y eso sería grave", admitió.

La Constitución Política del Estado y la Ley de Hidrocarburos establecen que el mercado interno es la prioridad para el abastecimiento de gas. Sin embargo, como advierte YPFB en sus informes, el incumplimiento del envío de volúmenes contratados, puede acarrear penalidades o multas para la empresa estatal.

La termoeléctrica de Warnes, uno de los últimos proyectos de ENDE. Este tipo de generadoras consume en promedio 4,82 MMm3/d de gas.

LA GENERACIÓN TÉRMICA SUPERA CON DOS TERCIOS A LA RENOVABLE; EL GAS ES VITAL PARA LA ELECTRICIDAD

En Bolivia, la generación termoeléctrica es un complemento de la renovable. Sin embargo, la mayor proporción de generación está en las centrales térmicas.

De acuerdo con datos del CNDC, la demanda de energía eléctrica en el país ronda los 1.600 megavatios (MW), de los cuales poco más de 1.000 es termoeléctrica, 500 hidroeléctrica y unos 155 MW es de generación solar y eólica. La entidad menciona que los proyectos eólicos retrasados deberán aportar 108 MW al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Por otra parte, los volúmenes de gas que YPFB vende a ENDE, tuvieron un promedio de 4,82 MMm3/d a julio de 2021. La producción de gas al 31 de agosto fue de 43,3 MMm3d, de los cuales 13,7 son para mercado interno, 20,2 para Brasil y 9,5 para Argentina.

Una serie de informes oficiales mencionan que ENDE incumplió un compromiso de reducir en 1 MMm3/d su demanda de gas natural para las termoeléctricas en 2021 y, por el contrario, subió 0,84 MMm3/d. Analistas ven riesgos a mediano plazo

El difícil equilibrio entre producción de gas y demanda ya no se puede negar en Bolivia. El Ministerio de Hidrocarburos solicitó a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) que reduzca la demanda para las termoeléctricas en al menos 1 millón de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para cumplir con los contratos de exportación y evitar multas.

Sin embargo, ENDE incumplió el compromiso que hizo con el Ministerio de Hidrocarburos, que debía iniciar en junio de 2021.

EL DEBER accedió a una serie de cartas e informes enviados entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), YPFB y el Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), en los que se advierte que el compromiso de reducción -considerado en diciembre de 2020 por el MHE- se incumplió y, por el contrario se incrementó en 0,84 MMm3/d hasta el 13 de julio.

"Estos incrementos de consumo fueron cubiertos debido a los retrasos en la puesta en marcha de la Planta de Amoniaco y Urea (PAU). Sin embargo, ya está prevista su reactivación a fines de mes, por lo que si el sector termoeléctrico continúa con el ritmo de consumo actual, generaría déficits de mayor consideración, que inciden de manera directa en el cumplimiento al mercado externo ", dice el informe técnico de YPFB fechado el 14 de julio del presente año.

Los retrasos en el ingreso de los proyectos de generación, según un anexo del CNDC -fechado el 10 de febrero de 2021- son la mayoría de las unidades de los proyectos eólicos Warnes, San Julián y El Dorado, que deberían haberse puesto en marcha paulatinamente desde abril a junio. EL DEBER buscó la versión de ENDE al respecto, pero indicaron que su presidente, Marco Escóbar, se encontraba de viaje.

También se buscaron las versiones de YPFB y del MHE, este último dijo que se pronunciará hoy al respecto. Hasta el momento se desconoce desde cuándo se aplicará la reducción de 1 MMm3/d de gas natural para la generación térmica que tiene a cargo ENDE.

Para el analista de hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, esta situación es una "mala señal", consecuencia de la situación del sector hidrocarburos boliviano. "Lo venimos advirtiendo desde 2015, cuando se veía una tendencia decreciente en la producción de gas y la nula exploración que permita explorar nuevos campos para abastecer los compromisos de exportación y para el mercado interno", sostuvo.

Recordó que ya se presentó una situación similar entre 2017 y 2018, cuando YPFB pidió a algunas industrias instaladas en Chuquisaca, no exceder sus volúmenes máximos de demanda. "Eso ha perjudicado, por ejemplo, a fábricas como Fancesa, que en cierto momento quiso ampliar su producción".

Por su parte, el analista en electricidad, Sergio Arnez, advirtió que la situación pude generar inestabilidad en la generación en los próximos meses, ya que al faltar gas, se debe acudir al agua almacenada de las represas como Corani, para la generación hidroeléctrica, en tiempos de escasez de agua. "Eso puede ser un tiro en el pie, porque más adelante puede faltar (agua) y eso sería grave", admitió.

La Constitución Política del Estado y la Ley de Hidrocarburos establecen que el mercado interno es la prioridad para el abastecimiento de gas. Sin embargo, como advierte YPFB en sus informes, el incumplimiento del envío de volúmenes contratados, puede acarrear penalidades o multas para la empresa estatal.

La termoeléctrica de Warnes, uno de los últimos proyectos de ENDE. Este tipo de generadoras consume en promedio 4,82 MMm3/d de gas.

LA GENERACIÓN TÉRMICA SUPERA CON DOS TERCIOS A LA RENOVABLE; EL GAS ES VITAL PARA LA ELECTRICIDAD

En Bolivia, la generación termoeléctrica es un complemento de la renovable. Sin embargo, la mayor proporción de generación está en las centrales térmicas.

De acuerdo con datos del CNDC, la demanda de energía eléctrica en el país ronda los 1.600 megavatios (MW), de los cuales poco más de 1.000 es termoeléctrica, 500 hidroeléctrica y unos 155 MW es de generación solar y eólica. La entidad menciona que los proyectos eólicos retrasados deberán aportar 108 MW al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Por otra parte, los volúmenes de gas que YPFB vende a ENDE, tuvieron un promedio de 4,82 MMm3/d a julio de 2021. La producción de gas al 31 de agosto fue de 43,3 MMm3d, de los cuales 13,7 son para mercado interno, 20,2 para Brasil y 9,5 para Argentina.

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Producción de gas al filo: piden reducir el consumo en las termoeléctricas | El Deber

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El difícil equilibrio entre producción de gas y demanda ya no se puede negar en Bolivia. El Ministerio de Hidrocarburos solicitó a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) que reduzca la demanda para las termoeléctricas en al menos 1 millón de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para cumplir con los contratos de exportación y evitar multas.

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Armin Dorgathen, vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, dijo que el "plan exploratorio agresivo" pretende salvaguardar y mantener las cuotas de mercados en Argentina y Brasil.

El nuevo Plan de Exploración recientemente anunciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), lejos de generar expectativa, preocupa porque apunta a zonas sensibles como la Amazonía, pero también porque mira al petróleo, nada rentable, como objetivo de explotación hidrocarburífera, afirma el analista de Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

"Es una noticia preocupante el anuncio porque el Sub andino Sur es zona tradicional donde habitualmente se han desarrollado actividad hidrocarburifera, pero en el sub andino norte y Madre de Dios es un anuncio preocupante porque es una zona de alta biodiversidad, de alta sensibilidad ambiental", señala a Brújula Digital el especialista en temas energéticos.

Según el plan de YPFB las cuatro zonas estratégicas para la exploración hidrocarburífera son: el Subandino sur y norte, Boomerang y Madre de Dios.

En criterio de Velásquez, el potencial que se estima pueda existir en el norte La Paz, Beni y Pando; es decir la Amazonía boliviana, está más enfocado al petrolífero, más que gasífero.

El año 2016, se cuestionó el ingreso de la china BGP, contratada por YPFB para tareas de exploración sísmica 2D en el proyecto Nueva Esperanza debido a que surgieron algunos indicios de la presencia de un pueblo no contactado, probablemente Toromonas, afectado por la incursión petrolera.

"Pueden existir posibilidades de gas, pero más que todo se prevé que pueda ser petróleo. Bolivia tiene un déficit de producción de petróleo, toda esa producción podría ir a abastecer el mercado interno, más aun considerando que el mercado interno tiene un precio subvencionado que no es un precio que haga interesante o atractiva la inversión", señala.

Para hacer una relación de precios señala que mientras hoy el barril de petróleo oscila dentro del país en 27,11 dólares, el precio internacional es de 75 dólares, por lo que no es un precio atractivo para la inversión.

"Otro aspecto es el tema de mercados, el mayor mercado para el petróleo es el mercado interno; si hablamos de exportación debería ser gas natural, tanto el año 2020 como el año 2019 el problema ha sido de mercados y lo hemos advertido el año 2010 cuando íbamos por la mitad del contrato con Brasil y era necesario una política agresiva de nuevos mercados, de avances en renegociación, pero lamentablemente eso no ha sucedido", apunta.

De acuerdo a la explicación de Armin Dorgathen, vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, el "plan exploratorio agresivo" pretende salvaguardar y mantener las cuotas de mercados en Argentina y Brasil.

"Como administración queremos que nuestros índices de reservas sean mayores; eso quiere decir que todas las reservas que vayamos a consumir en los próximos cinco años las encontremos en estos mismos cinco años y que además tengamos un diferencial que podamos sumar a las actuales con las que contamos", indicó Dorgathen.

Sin embargo, Velásquez hace notar que de acuerdo al plan sectorial que presentó el exministro Luis Sánchez el año 2015 ya preveía para el 2019 un nuevo contrato de exportación con Brasil, cosa que no ha sucedido, pues el 2020 el gobierno transitorio de Jeanine Áñez renegoció dos adendas al contrato con Brasil y otra adenda con Argentina que la hizo el actual gobierno del MAS.

"Ambas adendas están orientadas a reducir los volúmenes de exportación y es que Bolivia venía pagando multas dado que no teníamos suficiente producción para cumplir con nuestros compromisos de gas natural", hace notar el experto.

Dorgathen aclaró que el objetivo de YPFB es que entre el 2025 y 2026 se dejen las reservas con un número mayor y que estas zonas potenciales, donde se desarrolla el plan de exploración, den los resultados esperados. "Este plan y los resultados positivos que genere nos va a permitir mejorar la balanza comercial, es decir vender más gas, producir petróleo nacional y con eso disminuir la importación de diésel".

En análisis del especialista de Jubileo, YPFB atraviesa uno de sus periodos más complejos de los últimos 20 años, por problemas estructurales. "Lamentablemente en un principio los problemas eran de fácil solución si eran atendidos a tiempo pero cuando son descuidados los problemas se hacen más complejos de solucionar", sostiene.

Velásquez dice que año después de la denominada "nacionalización de los hidrocarburos" (2006) el principal problema fue la falta de exploración pues el sector hidrocarburífero se centró hasta el 2010 en la renegociación de los contratos petroleros con las empresas que realizaban trabajos de exploración y explotación en Bolivia.

Señala que el caso de Gazprom es la excepción pues con la rusa YPFB logró firmar varios contratos.

"Pero ninguno de estos contratos se ha plasmado en un éxito exploratorio, de tal forma que hasta el año 2017, YPFB ha tenido cerca de 100 áreas reservadas para la exploración y explotación de hidrocarburos y por lo menos 20 a 22 ya tienen contrato firmado y aprobado por la Asamblea Legislativa Plurinacional, pero ninguno de esos contratos ha sido exitoso, ninguno ha tenido éxito exploratorio", sostiene.

El caso de Incahuasi, señala que llegó a suplir la caída de los principales magacampos de gas, pero sus tareas exploratorias empezaron mucho antes del gobierno del MAS.

FUENTE: Brújula Digital

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Jubileo: preocupa el nuevo "plan agresivo" de exploración de YPFB | EnergyPress

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Armin Dorgathen, vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, dijo que el "plan exploratorio agresivo" pretende salvaguardar y mantener las cuotas de mercados en Argentina y Brasil. El nuevo Plan de Exploración recientemente anunciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), lejos de generar expectativa, preocupa porque apunta a zonas sensibles como la Amazonía, ...

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Plan de reactivación actividades de exploración y explotación

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Plan de reactivación actividades de exploración y explotación

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La estatal petrolera promete un enfoque distinto, más eficiente con una cartera de oportunidades de exploración de campos maduros. En carpeta están 17 proyectos orientados a descubrir 5 TCF de gas

El Plan de Reactivación del Upstream 2021, lanzado el pasado fin de semana por la estatal YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energías, demuestra que el Gobierno sopesa la necesidad de dar primordial importancia a la exploración petrolera en el país, algo que analistas y gremios del sector hidrocarburífero, vienen pidiendo desde hace varios años.

Sin embargo, todo esto tiene que venir acompañado de las respectivas reformas legislativas y fiscales, para garantizar las inversiones, en un momento en el que Bolivia enfrenta una dura declinación en la producción de sus campos gasíferos.

El analista en industrias extractivas de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, calificó como positivo el anuncio de que se planea la recuperación mejorada de campos maduros. "El hecho de que se considere esa opción es un avance, pero me queda como preocupación que (el plan) no está enfocado a solucionar los problemas estructurales que tienen las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos", apuntó.

En tal sentido, mencionó que, por ejemplo, desde 2007 hasta 2017, YPFB cuenta con 100 áreas de exploración, por lo que las necesidades en este aspecto no merecen mayor atención, sino que pasan por cambiar las condiciones estructurales del sector hidrocarburos, con una nueva política hidrocarburífera, principalmente la necesidad de una nueva Ley de Hidrocarburos y un régimen fiscal que no distingue entre un campo petrolífero de un campo gasífero; un campo nuevo de un campo maduro o un campo en declinación.

Velásquez desestimó los anuncios de nuevos descubrimientos y citó, por ejemplo, que Vitiacua se lo anunció en 2018, cuando la estatal rusa Gazprom firmó un acuerdo con YPFB, para la perforación de ocho pozos. " El problema es que tienen que generarse las condiciones, para que la inversión fluya con más seguridad, eso pasa por seguridad jurídica y seguridad económica", aseveró.

El ex ministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos también rescató la preocupación gubernamental por la exploración, y un nuevo atlas con el potencial hidrocarburífero boliviano, que enlista prospectos exploratorios y condiciones regulatorias y fiscales que tiene el país, entre otros. "Eso es lo que YPFB llama un plan, pero no viene acompañado de contratos firmes de inversión", expresó Ríos.

Al mismo tiempo, lamentó que este plan no incluye la procedencia de los recursos para perforar todos los prospectos que se mencionan. "Lo que falta es señalar el compromiso de inversión, qué contratos existen, qué objetivos y cuándo se van a perforar los pozos o el tipo de sísmica. En virtud a eso, es más un programa enunciativo que un programa de inversiones para la exploración", sostuvo Ríos, mientras consideró que al final "se ve un poquito de luz al final del túnel", cuando se escucha a asambleístas (plurinacionales) hablar de la necesidad de una nueva Ley de Hidrocarburos, que debe ir acompañada por cambios al sistema fiscal actual.

El director de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, Eduardo Ibáñez, también aplaudió el anuncio de reposición de reservas, situación que debió haberse dado hace mucho tiempo. "Desde luego que queremos ser igual de optimistas, pero; sin embargo, sabemos que van a demorar, primero porque debe de revisarse el marco normativo actual. Hoy, no solo las autoridades energéticas, sino los diputados del Legislativo hablan de modificaciones a la norma, y me imagino que si lo están hablando, es porque internamente lo han conversado con las áreas técnicas", sostuvo.

El presidente de YPFB, Wilson Zelaya, destacó que el Gobierno asume la responsabilidad de reimpulsar la exploración, explotación y producción "desde un enfoque distinto, más eficiente con una cartera de oportunidades de exploración de campos maduros y cerrados".

YPFB ASUMIRÁ UN ROL OPERATIVO; LOS PROYECTOS SE EJECUTARÁN POR CUENTA PROPIA Y EN SOCIEDAD

El Plan Nacional de Reactivación del Upstream 2021, presentado por YPFB, abarca zonas del subandino sur y norte, Boomerang y Madre de Dios. La estatal petrolera informó que asumirá el rol operativo para que se ejecuten estos proyectos por cuenta propia como también, en sociedad estratégica a través de contratos de servicios petroleros (CSP) con empresas operadoras que se encuentren en el país o en el exterior, en la perspectiva de atraer nuevas inversiones.

Entre las operadoras que se suman con convenios de estudio, c ontratos de servicios petroleros, acuerdos de evaluación regional, comercialización de gas y memorándums de entendimiento están YPF E&P Bolivia, Vintage Petroleum, Ambar Energy, Delta Energía y Geoproduction. Además, se adhieren las empresas subsidiarias YPFB Chaco y YPFB Andina.

YPFB incorporó al plan el concepto de "polos de desarrollo" para nueve áreas. El Polo Iñaú, con el prospecto Sauce Mayu, Iñaú e Illinchupa; Polo Itacaray que comprende Ingre, Lead Yapucaiti e Itacaray. Polo Domo Oso que establece los prospectos del mismo nombre y Domo Tarija. Están además los polos Vitiacua, Camiri, Yarará, La Vertiente. En la cartera de proyectos están, además, los Periféricos Tatarenda.

La estatal petrolera promete un enfoque distinto, más eficiente con una cartera de oportunidades de exploración de campos maduros. En carpeta están 17 proyectos orientados a descubrir 5 TCF de gas

El Plan de Reactivación del Upstream 2021, lanzado el pasado fin de semana por la estatal YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energías, demuestra que el Gobierno sopesa la necesidad de dar primordial importancia a la exploración petrolera en el país, algo que analistas y gremios del sector hidrocarburífero, vienen pidiendo desde hace varios años.

Sin embargo, todo esto tiene que venir acompañado de las respectivas reformas legislativas y fiscales, para garantizar las inversiones, en un momento en el que Bolivia enfrenta una dura declinación en la producción de sus campos gasíferos.

El analista en industrias extractivas de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, calificó como positivo el anuncio de que se planea la recuperación mejorada de campos maduros. "El hecho de que se considere esa opción es un avance, pero me queda como preocupación que (el plan) no está enfocado a solucionar los problemas estructurales que tienen las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos", apuntó.

En tal sentido, mencionó que, por ejemplo, desde 2007 hasta 2017, YPFB cuenta con 100 áreas de exploración, por lo que las necesidades en este aspecto no merecen mayor atención, sino que pasan por cambiar las condiciones estructurales del sector hidrocarburos, con una nueva política hidrocarburífera, principalmente la necesidad de una nueva Ley de Hidrocarburos y un régimen fiscal que no distingue entre un campo petrolífero de un campo gasífero; un campo nuevo de un campo maduro o un campo en declinación.

Velásquez desestimó los anuncios de nuevos descubrimientos y citó, por ejemplo, que Vitiacua se lo anunció en 2018, cuando la estatal rusa Gazprom firmó un acuerdo con YPFB, para la perforación de ocho pozos. " El problema es que tienen que generarse las condiciones, para que la inversión fluya con más seguridad, eso pasa por seguridad jurídica y seguridad económica", aseveró.

El ex ministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos también rescató la preocupación gubernamental por la exploración, y un nuevo atlas con el potencial hidrocarburífero boliviano, que enlista prospectos exploratorios y condiciones regulatorias y fiscales que tiene el país, entre otros. "Eso es lo que YPFB llama un plan, pero no viene acompañado de contratos firmes de inversión", expresó Ríos.

Al mismo tiempo, lamentó que este plan no incluye la procedencia de los recursos para perforar todos los prospectos que se mencionan. "Lo que falta es señalar el compromiso de inversión, qué contratos existen, qué objetivos y cuándo se van a perforar los pozos o el tipo de sísmica. En virtud a eso, es más un programa enunciativo que un programa de inversiones para la exploración", sostuvo Ríos, mientras consideró que al final "se ve un poquito de luz al final del túnel", cuando se escucha a asambleístas (plurinacionales) hablar de la necesidad de una nueva Ley de Hidrocarburos, que debe ir acompañada por cambios al sistema fiscal actual.

El director de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, Eduardo Ibáñez, también aplaudió el anuncio de reposición de reservas, situación que debió haberse dado hace mucho tiempo. "Desde luego que queremos ser igual de optimistas, pero; sin embargo, sabemos que van a demorar, primero porque debe de revisarse el marco normativo actual. Hoy, no solo las autoridades energéticas, sino los diputados del Legislativo hablan de modificaciones a la norma, y me imagino que si lo están hablando, es porque internamente lo han conversado con las áreas técnicas", sostuvo.

El presidente de YPFB, Wilson Zelaya, destacó que el Gobierno asume la responsabilidad de reimpulsar la exploración, explotación y producción "desde un enfoque distinto, más eficiente con una cartera de oportunidades de exploración de campos maduros y cerrados".

YPFB ASUMIRÁ UN ROL OPERATIVO; LOS PROYECTOS SE EJECUTARÁN POR CUENTA PROPIA Y EN SOCIEDAD

El Plan Nacional de Reactivación del Upstream 2021, presentado por YPFB, abarca zonas del subandino sur y norte, Boomerang y Madre de Dios. La estatal petrolera informó que asumirá el rol operativo para que se ejecuten estos proyectos por cuenta propia como también, en sociedad estratégica a través de contratos de servicios petroleros (CSP) con empresas operadoras que se encuentren en el país o en el exterior, en la perspectiva de atraer nuevas inversiones.

Entre las operadoras que se suman con convenios de estudio, c ontratos de servicios petroleros, acuerdos de evaluación regional, comercialización de gas y memorándums de entendimiento están YPF E&P Bolivia, Vintage Petroleum, Ambar Energy, Delta Energía y Geoproduction. Además, se adhieren las empresas subsidiarias YPFB Chaco y YPFB Andina.

YPFB incorporó al plan el concepto de "polos de desarrollo" para nueve áreas. El Polo Iñaú, con el prospecto Sauce Mayu, Iñaú e Illinchupa; Polo Itacaray que comprende Ingre, Lead Yapucaiti e Itacaray. Polo Domo Oso que establece los prospectos del mismo nombre y Domo Tarija. Están además los polos Vitiacua, Camiri, Yarará, La Vertiente. En la cartera de proyectos están, además, los Periféricos Tatarenda.

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Ven positivo el plan de reactivación de YPFB, pero faltan las reformas | El Deber

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El Plan de Reactivación del Upstream 2021, lanzado el pasado fin de semana por la estatal YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energías, demuestra que el Gobierno sopesa la necesidad de dar primordial importancia a la exploración petrolera en el país, algo que analistas y gremios del sector hidrocarburífero, vienen pidiendo desde hace varios años.

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El éxito del Plan de Reactivación del Upstream 2021 que encara Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) dependerá de un cambio en la normativa que regula las actividades hidrocarburíferas en Bolivia, ya que de ese modo concretará la inversión prevista de 1.400 millones de dólares, opinan dos analistas.

En Bolivia, el rubro petrolero se desarrolla de acuerdo a la Ley 3058, vigente desde el 17 de mayo de 2005, es decir, antes de la puesta en vigencia de la Constitución Política del Estado (CPE).

La pasada semana, la estatal petrolera lanzó el "Plan de reactivación del Upstream 2021: nuevas perspectivas y oportunidades", con el que pretende incorporar al menos 5 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas en los próximos cuatro años.

Al respecto, el analista y exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos observa una preocupación en el Gobierno sobre los recursos hidrocarburíferos, reconociendo tácitamente que Bolivia está muy débil en materia reservas y producción; sin embargo, advierte que el Estado por sí solo no tiene manera de conseguir el financiamiento para llevar adelante su plan de reactivación del campo petrolífero en el país.

"Si este plan viene acompañado de un cambio en el sistema fiscal y en la regulación, como anunciaron el Ministro de Hidrocarburos y el señor Poma, de la Asamblea nacional, creo que podemos comenzar a ver luz al final del túnel", señaló el analista.

Agregó que el sistema impositivo boliviano ha servido para cosechar, pero no para explorar, por lo que el proyecto que presentó el Gobierno necesariamente tiene que ir acompañado con la variante en el modelo contractual nacional y el sistema arancelario, que es muy elevado para perforar, sobre todo en áreas alejadas.

"Ése sería el complemento perfecto, por lo que la Asamblea nacional tiene que tomar cartas en el asunto, para que se apruebe un plan de incentivo fuerte, con el propósito de atraer inversión extranjera masiva a Bolivia", indicó.

Ríos calificó la actual Ley de Hidrocarburos como "política y perversa" porque sólo le ha permitido a Bolivia obtener mucha renta de yacimientos que estaban descubiertos, los cuales ahora, tras 20 años de producción, se están agotando.

"Necesitamos cambiar el marco fiscal e incentivos reales, ya que las inversiones están escasas en el contexto global. Bolivia no puede darse el lujo de no tener un nuevo ciclo exploratorio; por eso reitero que, para que el plan del Gobierno funcione, el país tiene que tener un cambio regulatorio y fiscal, así de simple", añadió, a tiempo de destacar la iniciativa de las autoridades gubernamentales para reavivar el sector hidrocarburífero de Bolivia.

RÉGIMEN FISCAL

Por su parte, el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, advirtió que, mientras no se cambie la política hidrocarburífera, no será posible prever un tipo de variante en cuanto a inversiones se refiere en este sector.

"¿Qué ha cambiado hoy para que Bolivia pueda atraer inversiones con relación a lo que teníamos hace cinco o 10 años? Recordemos que en 2012, cuando Carlos Villegas era presidente de YPFB, se promovió igual a la empresa estatal en varias ruedas de negocios en el contexto internacional, y en ese entonces anunciaron que se podía generar cerca de 2 mil millones de dólares en materia de inversión, pero lo cierto es que aquello no ocurrió porque existen problemas estructurales serios que tienen que ser resueltos, comenzando por una nueva política hidrocarburífera", explicó.

Velásquez reiteró que lo que se observa hoy en el rubro de hidrocarburos es el resultado de esa estrategia que se implementó en 2005, por lo que urge realizar ajustes en beneficio de la economía del país.

"El sector de hidrocarburos es de largo plazo, puesto que un cambio que se realice hoy es muy probable que se obtengan resultados en un prolongando tiempo", acotó.

Más adelante, puntualizó que es fundamental definir el rol que deben desempeñar las empresas estatales involucradas en el área petrolífera, porque considera que actualmente existe duplicidad de funciones, poniendo como ejemplo a YPFB, que pretende ejercer el papel de fiscalizador, siendo que es una labor de la ANH.

Además, Velásquez subrayó que lo fundamental en este aspecto es el régimen fiscal, porque considera que es el problema más "relevante en sector de hidrocarburos" y que impide en gran medida el flujo de inversiones.

"Recordemos que en Bolivia entre regalías y el IDH, el Estado se queda con al menos con 50 por ciento de los ingresos por la explotación de los hidrocarburos, algo que ha sido establecido desde el referendo de 2004 y está inmersa en la Ley de Hidrocarburos", apuntó.

Velásquez dijo que el país tiene un régimen fiscal "ciego" porque aplica ese 50 por ciento a cualquier campo, sin que interese que sea un campo nuevo o viejo, o que está en su meseta de producción.

"Para un proyecto nuevo entre regalías e IDH es una carga fiscal muy alta, y lo hace muy poco viable. Bolivia es uno de los países en el que el Estado se queda con la mayor porción de la renta hidrocarburífera, y este factor no incentiva la inversión", dijo.

Por ello, indicó que las compañías extranjeras prefieren migrar a países donde puedan encontrar un equilibrio, ya que de ese modo se alcanzará la rentabilidad del sector petrolero.

YPFB APUNTA A CAMPOS MADUROS

El "Plan de reactivación del Upstream 2021: nuevas perspectivas y oportunidades" de YPFB pretende viabilizar labores de exploración en 17 áreas con una inversión de aproximadamente 1.400 millones de dólares.

La estatal petrolera apunta a la conformación de sociedades estratégicas con empresas privadas para ejecutar actividades exploratorias en campos maduros y cerrados en Santa Cruz, Cochabamba, Chuquisaca, Tarija, Beni, Pando y La Paz.

El presidente Luis Arce anunció que garantizará la seguridad jurídica para las empresas que aspiran a invertir en Bolivia.

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El plan de exploración de YPFB requiere nueva ley de hidrocarburos

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El éxito del Plan de Reactivación del Upstream 2021 que encara Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) dependerá de un cambio en la normativa que regula las actividades hidrocarburíferas en Bolivia, ya que de ese modo concretará la inversión prevista de 1.400 millones de dólares, opinan dos analistas.

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Después de que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció la ejecución del Plan Nacional de Reactivación del Upstream (exploración, perforación y extracción de hidrocarburos) 2021 con empresas internacionales del sector, especialistas consideran que es necesario modificar la Ley de Hidrocarburos para atraer inversiones y lograr un plan exitoso.

El vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Armin Dorgathen, adelantó que se tiene avanzadas conversaciones con empresas que manifestaron interés por invertir en Bolivia en el Plan de Reactivación del Upstream.

Al respecto, especialista en hidrocarburos Raúl Velásquez indicó que el Gobierno recurre a esta modalidad ante la caída de la producción de hidrocarburos y la falta de recursos.

"Se requiere de experiencia, de mucha inversión que viene de la mano de empresas extranjeras. YPFB ha demostrado que sola no puede hacerlo", dijo.

Velásquez aseguró que las empresas extranjeras no invierten en Bolivia porque las condiciones en el país no son atractivas, por lo que el Gobierno debe modificar la Ley de Hidrocarburos, reducir la presión fiscal, no obligar a las extranjeras a asociarse con YPFB y realizar contratos de riesgo compartido.

"Un aspecto fundamental es el régimen fiscal: en tanto no haya un cambio en ello, es poco probable que atraigamos inversión. Bolivia tiene las rentas petroleras más altas de la región y afecta el flujo de inversiones para exploración porque el sector hidrocarburífero es de alto riesgo y a largo plazo", dijo.

Mencionó que el país aplica una regalía del 50 por ciento entre regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) a cualquier proyecto sin tomar en cuenta la etapa en la que se encuentre, sea de declinación o reactivado. "Esto desanima, se debe incorporar una alícuota móvil que varía de acuerdo a la etapa del proyecto", sugirió.

Para el exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos, la ley en cuestión y su sistema impositivo no funciona, de modo que no hay suficiente capacidad para atraer inversión extranjera.

"Que muestren los contratos, cuánto se va a invertir, no nos dicen en qué se va a invertir en concreto. Lo importante es quién va a poner la plata, cuándo y qué penalidades hay. Ojalá nos den un plan concreto de inversiones con fecha de contratos, penalidades y compromisos serios", dijo.

El economista Germán Molina indicó que si el plan de exploración tiene éxito los resultados se verán en tres a cinco años. Explicó que la CPE expresa que únicamente el Gobierno puede explotar los hidrocarburos, por lo que la ley debe modificarse.

Explorarán en siete departamentos

YPFB informó que el Plan Nacional de Reactivación del Upstream 2021 incorpora "nuevas áreas de exploración" y que se "trabajará en siete de los nueve departamentos del país". En ese sentido, se está tomando en cuenta áreas como la cuenca Madre de Dios, Madre Selva y la llanura chaqueña.

Al respecto, el especialista en hidrocarburos Raúl Velásquez alertó que el plan contempla labores en áreas protegidas.

El plan de YPFB será presentado el 26 de julio y está orientado a consolidar nuevas oportunidades de negocio con empresas internacionales hidrocarburíferas para reactivar la economía nacional.

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Plan de exploración de YPFB tendrá éxito si cambian ley de hidrocarburos

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Después de que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció la ejecución del Plan Nacional de Reactivación del Upstream (exploración, perforación y extracción de hidrocarburos) 2021 con empresas internacionales del sector, especialistas consideran que es necesario modificar la Ley de Hidrocarburos para atraer inversiones y lograr un plan exitoso.

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Los ingresos provenientes del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) tuvieron un descenso del 28 por ciento entre enero y junio de 2021 en comparación a similar periodo de 2020. Según especialistas, la menor recaudación surge a consecuencia de la disminución del volumen y valor de las exportaciones de gas natural a Argentina y Brasil.

Las entidades territoriales autónomas como gobernaciones, municipios y universidades públicas, que perciben recursos del IDH, tendrán un impacto negativo en sus finanzas y, según el economista Germán Molina, es probable que terminen el año con un mayor déficit fiscal.

Datos presentados ayer por el ministro de Economía y Finanzas Públicas, Marcelo Montenegro, reflejan los ingresos por IDH al primer semestre de 2020 llegaron a 3.463 millones de bolivianos, mientras que al mismo periodo de 2021 bajaron a 2.489 millones, es decir, hubo una reducción del 28 por ciento.

El IDH es el tributo que pagan las empresas que explotan hidrocarburos. Equivale al 32 por ciento del total de la producción.

Según Molina, la caída de ingresos afectará a los gobernaciones y municipios que ya están enfrentando problemas de iliquidez, ya que no lograron ajustar sus gastos. En consecuencia, aumentarán su déficit fiscal a fin de año.

Por su parte, el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, afirmó que la caída en la recaudación del IDH surge a consecuencia del menor volumen y precio de las exportaciones de gas a Brasil y Argentina.

Explicó que la caída en el volumen se da porque las adendas firmadas el año con ambos mercados establecen una reducción en los envíos.

El precio también coadyuva a esta reducción de ingresos: "El año pasado entre los meses de enero, febrero y marzo el precio del gas exportado a Argentina estaba cerca de 6,5 dólares por millar de BTU y a Brasil en 4,9 dólares; sin embargo, en el primer trimestre de este año la exportación a Argentina está en torno a los 4,5 dólares y a Brasil en 3,5 dólares", dijo Velásquez.

No obstante, la mejora del precio internacional del barril de petróleo, que en pasados días superó los 70 dólares, podría mejorar los ingresos del IDH en el segundo semestre de 2021, de modo que los municipios y gobernaciones podrán percibir ingresos incluso superiores a los que contempla el Presupuesto General del Estado (PGE).

Por otra parte, el Ministro de Economía destacó que, al considerar la totalidad de los impuestos, la recaudación tributaria a junio de 2021 subió en 26 por ciento en relación a similar periodo del año pasado, dado que pasó de 19.760 millones de bolivianos a 24.979 millones.

El Impuesto al Valor Agregado (IVA) alcanzó a 9.383 millones, un 47 por ciento más que los 6.365 millones registrados a junio del año pasado.

Gobierno destaca inversión pública

El ministro de Economía y Finanzas Públicas, Macelo Montenegro, destacó el restablecimiento de la inversión pública que, entre enero y junio de 2021, alcanza una ejecución de 1.676 millones de dólares. Según la autoridad, ese monto supera con 111 por ciento a la ejecución reportada en similar periodo de 2020.

La autoridad también destacó que varios sectores la economía se están recuperando, por lo que mejora la actividad económica, el empleo y los ingresos.

Además, subrayó el apoyo a la oferta con los créditos SIBolivia que, hasta el 18 de julio de 2021, benefició a 1.863 productores con un monto desembolsado que alcanza a 205 millones de bolivianos.

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El IDH cae 28% a junio y prevén mayor déficit fiscal en gobiernos autónomos

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Los ingresos provenientes del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) tuvieron un descenso del 28 por ciento entre enero y junio de 2021 en comparación a similar periodo de 2020. Según especialistas, la menor recaudación surge a consecuencia de la disminución del volumen y valor de las exportaciones de gas natural a Argentina y Brasil.

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El Gobierno nacional y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunciaron para esta gestión cerca de 90 mil nuevas conexiones de gas domiciliario; sin embargo, especialistas coinciden en que el consumo interno de gas, sumado a la exportación, están a punto de sobrepasar la producción nacional y, en esa tendencia, el país tendrá que reducir las exportaciones para garantizar el abastecimiento local.

Uno de los últimos acontecimientos que reflejan la caída de la producción de gas se suscitó en Bermejo, Tarija (el departamento con mayor producción de gas), cuya población no cuenta con el suficiente gas para las industrias, vehículos y consumo domiciliario. Incluso el ingenio azucarero Bermejo anunció que usaría leña para la zafra 2021.

El especialista en hidrocarburos Hugo del Granado afirmó que, en la actualidad, el país exporta diariamente 14 millones de metros cúbicos día (MMm3d) de gas a Argentina y 20 MMm3d a Brasil, mientras que el consumo interno llega a 14 MMm3d, haciendo un total de 48 MMm3d, cifra que sobrepasa la producción nacional que es de 47 MMm3d.

"No podemos abastecer los tres mercados, entonces tenemos que bajar a Brasil o a Argentina para abastecer el mercado interno. En la medida en que crezca el mercado interno y no aumente la producción, lo que debe hacerse es cortar las exportaciones, la prioridad es abastecer el mercado interno", precisó.

En tanto, el especialista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, detalló que, debido a la poca producción, "YPFB hace una suerte de equilibrio" para mandar gas a Argentina y Brasil.

"Los días que Argentina demanda menos gas, YPFB tiene un poco más de disponibilidad para mandar a Brasil y viceversa, eso depende de la época", dijo.

Sin embargo, la estatal petrolera anunció que este año realizará 89.964 instalaciones internas de gas domiciliario, con un presupuesto de 132 millones de dólares. Los departamentos de La Paz y Cochabamba tienen la mayor cantidad de conexiones con 25 mil cada uno.

Del Granado advirtió que hay riesgo de que lo que pasa en Bermejo pueda pasar en otras regiones del país. "En la medida que el gas no es suficiente, se debe recortar la exportación. Ya estamos recortando la cantidad de exportación porque Brasil y Argentina requieren más de lo que les estamos enviando y no podemos mandarles porque no hay producción", indicó.

Velásquez añadió que una clara muestra de que no se puede cumplir con los contratos de exportación es que en 2020 se firmaron adendas a los contratos de exportación de gas a Brasil y Argentina.

"Al ritmo que vamos, el mercado interno sigue creciendo y el mercado externo será sacrificado si no encontramos nuevas reservas de gas. 90 mil conexiones es mínimo, pero hay que ver la relación entre la demanda interna, compromisos de exportación entre lo que se produce y explora. Ese equilibrio se ha roto, la muestra es la firma de adendas", explicó el analista.

La producción de gas natural fue bajando desde 2015, cuando se llegó a un promedio de 58,9 MMm3d; en 2020 se redujo a 43,4 MMm3d. Sin embargo, YPFB, en su informe de rendición pública de cuentas inicial 2021, prevé un ascenso a 47 MMm3d en la presente gestión.

Los especialistas coinciden en que el déficit de gas se seguirá agravando si no hay nuevos descubrimientos de yacimientos.

Del Granado indicó que para revertir la situación el Gobierno debe eliminar los desincentivos a la inversión extranjera, mientras que Velásquez sugirió cambiar la Ley de Hidrocarburos para dar seguridad jurídica a las empresas. "El país tiene potencial hidrocarburífero, se deben hacer cambios y generar condiciones para que fluya la exploración", dijo.

LA PRODUCCIÓN DEBIÓ LLEGAR A 73 MMM3D

De acuerdo al Plan de Desarrollo Hidrocarburífero 2015-2020 presentado por YPFB, el país debió alcanzar una producción de 73 MMm3d de gas natural en 2020, dijo el especialista en hidrocarburos Raúl Velásquez.

Sin embargo, el país sólo llegó a 45 y 47 MMm3d. "Eso muestra que la planificación no fue la más adecuada; estamos produciendo casi un 40 por ciento menos de lo proyectado. Ese mismo plan preveía que en 2019 ya íbamos a tener un nuevo contrato de exportación con Brasil, es algo que tampoco ha ocurrido. Eso lleva a que el sector de hidrocarburos se encuentre en uno de sus momentos más complejos de los últimos 20 años", dijo.

DIFERENTES OPINIONES

"El balance entre la producción de gas y la demanda está ajustadísimo y en la medida que el mercado interno vaya creciendo se tendrá que cortar, en la misma proporción, las exportaciones, porque la prioridad es abastecer el mercado interno. No es ninguna novedad esta situación; hace varios años que se viene alertando"

Hugo del Granado

Analista en hidrocarburos

"Si no exploramos, si no encontramos nada de gas y seguimos exportando a ritmo actual, pues en 2031 vamos a tener que comenzar importar gas natural. Nos quedaríamos sin reservas de gas si no hay nuevas exploraciones.

El factor de abastecimiento residencial no está en riesgo"

Álvaro Ríos

Analista en hidrocarburos

"El mercado interno sigue creciendo y, al ritmo que vamos, el mercado externo será sacrificado si no encontramos nuevas reservas de gas natural. El equilibrio entre lo que demanda el mercado interno, los compromisos de exportación con Brasil y Argentina y lo que se produce y explora en el país se ha roto"

Raúl Velásquez

Analista en hidrocarburos

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Según expertos. Aumento de la demanda interna de gas obligará a bajar exportaciones

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El Gobierno nacional y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunciaron para esta gestión cerca de 90 mil nuevas conexiones de gas domiciliario; sin embargo, especialistas coinciden en que el consumo interno de gas, sumado a la exportación, están a punto de sobrepasar la producción nacional y, en esa tendencia, el país tendrá que reducir las exportaciones para garantizar el abastecimiento local.

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Precio del petróleo y su impacto en Bolivia

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Precio del petróleo y su impacto en Bolivia

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Las dificultades en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados para alcanzar un acuerdo orientado a la disminución de la oferta provocó que el precio del producto mantenga una tendencia creciente, a tal punto que el precio del barril de WTI superó en días pasados los 76 dólares, monto que no se registraba desde 2014.

Sin embargo, especialistas consideran que el efecto en Bolivia es parcial, puesto que el incremento ya no es del todo una buena noticia debido a la reducción de los volúmenes de exportación de gas y al aumento de las importaciones de combustibles que, al estar indexados al precio del petróleo, también suben de precio.

Según el analista en hidrocarburos Raúl Velásquez, la tendencia de incremento del precio del petróleo continuará porque la producción estocada ya fue comercializada en los últimos seis meses. En consecuencia, es posible que se genere un problema de oferta y, a su vez, un alza de precios.

Sin embargo, el analista opinó que el efecto en Bolivia será parcial. "Beneficiaría de modo importante si es que hubiésemos hecho la tarea, si es que hubiésemos gestionado bien el sector hidrocarburos", dijo. Agregó que los ingresos por venta de gas subirán en los próximos cuatro meses, pero no de modo significativo porque la capacidad de producción está por debajo de los 50 millones de metros cúbicos día (MMm3d).

Por su parte, el analista en hidrocarburos Álvaro Ríos afirmó que, a diferencia de antes, el incremento del precio del petróleo ya no es una alegría para el país, puesto que debe destinar más dólares a la compra de combustibles.

"Estamos en un punto de indiferencia. Si sube el precio del petróleo, suben los ingresos del gas, pero también suben los egresos por importación de gasolina, diésel y otros aditivos", dijo.

¿Qué motiva el alza del petróleo?

Según el analista en hidrocarburos Álvaro Ríos, el incremento del precio internacional del petróleo tiene dos motivos: la falta de acuerdos entre los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para elevar la producción y las presiones que tienen las empresas para no invertir en labores de exploración y explotación.

Sobre el segundo factor, Ríos explicó que los colectivos relacionados al cambio climático ejercen presión sobre las empresas y provocan un recorte en sus actividades de búsqueda y extracción de petróleo.

En consecuencia, dijo que es posible que en dos o tres años el precio del petróleo sea aún mayor al actual.

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Se dispara el precio del petróleo, pero el impacto en Bolivia será irrelevante

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Las dificultades en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados para alcanzar un acuerdo orientado a la disminución de la oferta provocó que el precio del producto mantenga una tendencia creciente, a tal punto que el precio del barril de WTI superó en días pasados los 76 dólares, monto que no se registraba desde 2014.

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Caída producción gas natural e hidrocarburos líquidos

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Caída producción gas natural e hidrocarburos líquidos

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Redacción Diario Página Siete Autor marcado para seguir

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Producción de gas y líquidos, a la baja y advierten menor provisión interna

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Página Siete / La Paz Aunque se prevé este año una mejora, la producción de gas y líquidos se encuentra a la baja y expertos advierten que a futuro ...

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Más allá del gas natural, potencialidad del sector uvas, vinos y singanis en Tarija

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Entre Líneas: Más allá del Gas Natural, potencialidad del sector uvas, vinos y singanis en Tarija

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Entre Líneas: Más allá del Gas Natural, potencialidad del sector uvas, vinos y singanis en Tarija

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La quinta adenda al contrato de exportación de gas entre Bolivia y Argentina establece que, hasta el 30 de junio de 2021, ambos países deben definir las condiciones de la sexta adenda, que entrará en vigencia el 1 de enero de 2022.

Analistas en hidrocarburos afirman que los volúmenes a exportar en el nuevo acuerdo deben estar en función a la capacidad de producción, dado que no es posible pensar en incrementarlos debido a la caída de reservas.

Según Álvaro Ríos, analista y exministro de Hidrocarburos, lo único que se puede negociar son las reservas de gas que están descubiertas y desarrolladas. Mencionó que el país produce 46 millones de metros cúbicos día (MMm3d), de los cuales 13 a 14 MMm3d son destinados a la demanda interna, otros 20 MMm3d al contrato de exportación con Brasil y el resto al de Argentina.

"Eso es hoy, pero mañana la producción puede caer a 44, 42, 40 (MMm3d), hasta el 2026, año en que expira originalmente el contrato con Argentina", dijo.

Ríos sugirió que Bolivia trate de que el volumen de exportación de gas sea equilibrado, tanto en invierno como en verano.

"Ahora, el convenio tiene un pico alto de 14 MMm3d y un mínimo de 10; lo que hay que hacer es que este pico sea plano, es decir, que la demanda sea de 12 MMm3d todo el año", dijo. "Debemos tratar de vender la mayor capacidad posible en un volumen lo más plano posible", añadió.

Además, Ríos recomendó negociar recurriendo a un precio de mercado, en base a los valores de verano y de invierno que tiene Argentina. Explicó que el país vecino importa en invierno mucho gas natural licuado (GNL) de América del Norte y Catar, entre otros países, de modo que los importes tienen que fijarse de acuerdo a la semejanza del mercado.

Ríos sugirió que no se firme una adenda por un año más, sino plantearse en ampliar el horizonte hasta 2026, para que YPFB sepa qué tiene para negociar.

Por su parte, el analista en hidrocarburos José Padilla considera que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) "por lo menos debería mantener los volúmenes actuales", es decir, los 14 MMm3d en invierno y los 10 MMm3d en verano. Sin embargo, aclaró que eso será posible si la producción lo permite, dado que los megacampos bolivianos están en declinación.

Padilla aseguró que es imposible para Bolivia pensar en aumentar los volúmenes de venta de gas a Argentina porque su producción es limitada y no se lo permite, pues indicó que Incahuasi, el último campo descubierto, ya se encuentra en su máximo nivel de producción.

"Los demás campos como San Alberto, San Antonio y otros que están en Tarija se encuentran en declinación, y yo creo que lo único que puede hacer Bolivia es por lo menos mantener el volumen que tiene actualmente con Argentina para no comprometerse en volúmenes que no va a poder cumplir", dijo.

Por su parte, el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, recordó que Bolivia, en la gestión 2020, se vio forzada a renegociar los volúmenes de exportación de gas natural a Argentina por la caída de producción que arrastra desde 2016.

Mencionó que la negociación que llevarán ambos países estará enmarcada en estos aspectos: el precio y los volúmenes. Al respecto, señaló que la exportación de gas al precio establecido en el contrato original sería una buena alternativa con la finalidad de lograr dividendos por ese rubro.

En lo que se refiere al volumen de producción, Velásquez dijo que poco o nada se poder hacer, debido a la capacidad limitada de producción a raíz del descuido en la exploración por más de una década.

YPFB no responde

Los Tiempos buscó la postura de YPFB en relación a las negociaciones que debe entablar hasta fines de junio de este año con la estatal argentina Integración Energética Sociedad Anónima (Ieasa) respecto a las nuevas condiciones del contrato de exportación de gas, pero hasta el cierre de esta edición no hubo respuesta.

Es el volumen máximo de exportación de gas natural a Argentina en época de invierno; en verano el envío es de 10 MM m3d.

SEPA MÁS

Ventas de gas llega a $us 668,2 millones

Según datos del INE, los ingresos por las exportaciones de gas natural entre enero y abril de 2021 alcanzaron un valor de 668,2 millones de dólares, equivalente al -10,6 por ciento en relación a similar periodo de la gestión pasada.

Argentina demanda más gas por invierno

Como ocurre cada año, el vecino país aumenta su déficit energético durante los meses de mayo, junio y julio, por lo que aprobó la semana pasada un crédito público de 200 millones de dólares para importar más gas desde Bolivia.

Gobierno no llega a su meta de producción

En 2015, el Ministerio de Hidrocarburos proyectó que la producción de gas en 2020 llegaría a 73 MMm3d; la producción en realidad fue de 43 MMm3d, situación que es cuestionada por el analista Raúl Velásquez.

Ley de Hidrocarburos traba la inversión

Diferentes analistas en hidrocarburos coinciden en que la Ley 3058 está orientada a la explotación de gas y no a la búsqueda de nuevas reservas, por lo que consideran necesario una modificación para incentivar las inversiones.

RESERVAS: EL PAÍS NO TIENE CERTIFICACIÓN

REDACCIÓN CENTRAL

El analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, considera que hubiera sido ideal contar con una certificación de reservas antes de encarar el proceso de negociación de venta de gas natural a Argentina.

La última certificación que realizó Bolivia en materia de reservas data de la gestión 2017, cuando se alcanzó a los 8,95 trillones de pies cúbicos (TCF), comentó el analista.

Velásquez recordó que la Ley 3740 de desarrollo sostenible (agosto 2007), en el artículo 7, establece que el país debería certificar reservas cada año y publicarlas hasta el 31 de marzo de cada gestión; sin embargo, la norma no ha sido acatada por las diferentes autoridades que pasaron por YPFB en los últimos años.

"Tenemos entendido que el Gobierno está preparando una certificación de reservas para fin de año, y que dará un nuevo diagnóstico de la realidad de las reservas de hidrocarburos en el país", dijo.

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Escasez de gas impide a YPFB subir ventas a Argentina en la 6ta adenda

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La quinta adenda al contrato de exportación de gas entre Bolivia y Argentina establece que, hasta el 30 de junio de 2021, ambos países deben definir las condiciones de la sexta adenda, que entrará en vigencia el 1 de enero de 2022.

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Armin Dorgathen, vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, dijo que el "plan exploratorio agresivo" pretende salvaguardar y mantener las cuotas de mercados en Argentina y Brasil.

El nuevo Plan de Exploración recientemente anunciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), lejos de generar expectativa, preocupa porque apunta a zonas sensibles como la Amazonía, pero también porque mira al petróleo, nada rentable, como objetivo de explotación hidrocarburífera, afirma el analista de Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

"Es una noticia preocupante el anuncio porque el Sub andino Sur es zona tradicional donde habitualmente se han desarrollado actividad hidrocarburifera, pero en el sub andino norte y Madre de Dios es un anuncio preocupante porque es una zona de alta biodiversidad, de alta sensibilidad ambiental", señala a Brújula Digital el especialista en temas energéticos.

Según el plan de YPFB las cuatro zonas estratégicas para la exploración hidrocarburífera son: el Subandino sur y norte, Boomerang y Madre de Dios.

En criterio de Velásquez, el potencial que se estima pueda existir en el norte La Paz, Beni y Pando; es decir la Amazonía boliviana, está más enfocado al petrolífero, más que gasífero.

El año 2016, se cuestionó el ingreso de la china BGP, contratada por YPFB para tareas de exploración sísmica 2D en el proyecto Nueva Esperanza debido a que surgieron algunos indicios de la presencia de un pueblo no contactado, probablemente Toromonas, afectado por la incursión petrolera.

"Pueden existir posibilidades de gas, pero más que todo se prevé que pueda ser petróleo. Bolivia tiene un déficit de producción de petróleo, toda esa producción podría ir a abastecer el mercado interno, más aun considerando que el mercado interno tiene un precio subvencionado que no es un precio que haga interesante o atractiva la inversión", señala.

Para hacer una relación de precios señala que mientras hoy el barril de petróleo oscila dentro del país en 27,11 dólares, el precio internacional es de 75 dólares, por lo que no es un precio atractivo para la inversión.

"Otro aspecto es el tema de mercados, el mayor mercado para el petróleo es el mercado interno; si hablamos de exportación debería ser gas natural, tanto el año 2020 como el año 2019 el problema ha sido de mercados y lo hemos advertido el año 2010 cuando íbamos por la mitad del contrato con Brasil y era necesario una política agresiva de nuevos mercados, de avances en renegociación, pero lamentablemente eso no ha sucedido", apunta.

De acuerdo a la explicación de Armin Dorgathen, vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, el "plan exploratorio agresivo" pretende salvaguardar y mantener las cuotas de mercados en Argentina y Brasil.

"Como administración queremos que nuestros índices de reservas sean mayores; eso quiere decir que todas las reservas que vayamos a consumir en los próximos cinco años las encontremos en estos mismos cinco años y que además tengamos un diferencial que podamos sumar a las actuales con las que contamos", indicó Dorgathen.

Sin embargo, Velásquez hace notar que de acuerdo al plan sectorial que presentó el exministro Luis Sánchez el año 2015 ya preveía para el 2019 un nuevo contrato de exportación con Brasil, cosa que no ha sucedido, pues el 2020 el gobierno transitorio de Jeanine Áñez renegoció dos adendas al contrato con Brasil y otra adenda con Argentina que la hizo el actual gobierno del MAS.

"Ambas adendas están orientadas a reducir los volúmenes de exportación y es que Bolivia venía pagando multas dado que no teníamos suficiente producción para cumplir con nuestros compromisos de gas natural", hace notar el experto.

Dorgathen aclaró que el objetivo de YPFB es que entre el 2025 y 2026 se dejen las reservas con un número mayor y que estas zonas potenciales, donde se desarrolla el plan de exploración, den los resultados esperados. "Este plan y los resultados positivos que genere nos va a permitir mejorar la balanza comercial, es decir vender más gas, producir petróleo nacional y con eso disminuir la importación de diésel".

En análisis del especialista de Jubileo, YPFB atraviesa uno de sus periodos más complejos de los últimos 20 años, por problemas estructurales. "Lamentablemente en un principio los problemas eran de fácil solución si eran atendidos a tiempo pero cuando son descuidados los problemas se hacen más complejos de solucionar", sostiene.

Velásquez dice que año después de la denominada "nacionalización de los hidrocarburos" (2006) el principal problema fue la falta de exploración pues el sector hidrocarburífero se centró hasta el 2010 en la renegociación de los contratos petroleros con las empresas que realizaban trabajos de exploración y explotación en Bolivia.

Señala que el caso de Gazprom es la excepción pues con la rusa YPFB logró firmar varios contratos.

"Pero ninguno de estos contratos se ha plasmado en un éxito exploratorio, de tal forma que hasta el año 2017, YPFB ha tenido cerca de 100 áreas reservadas para la exploración y explotación de hidrocarburos y por lo menos 20 a 22 ya tienen contrato firmado y aprobado por la Asamblea Legislativa Plurinacional, pero ninguno de esos contratos ha sido exitoso, ninguno ha tenido éxito exploratorio", sostiene.

El caso de Incahuasi, señala que llegó a suplir la caída de los principales magacampos de gas, pero sus tareas exploratorias empezaron mucho antes del gobierno del MAS.

FUENTE: Brújula Digital

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Jubileo: preocupa el nuevo "plan agresivo" de exploración de YPFB | EnergyPress

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Armin Dorgathen, vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, dijo que el "plan exploratorio agresivo" pretende salvaguardar y mantener las cuotas de mercados en Argentina y Brasil. El nuevo Plan de Exploración recientemente anunciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), lejos de generar expectativa, preocupa porque apunta a zonas sensibles como la Amazonía, ...

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Paralización planta Urea

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Pieza que no fue reparada en EEUU traba el reinicio de la planta de urea

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Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció el reinicio de operaciones de la planta de urea y amoniaco para este mes, pero las operaciones podrían ser retrasadas porque una pieza no pudo ser reparada en Estados Unidos y deberá ser fabricada, informó una fuente allegada al proceso de…

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Comité Nacional de Defensa de la Democracia - Conade

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📢 #CuaretenaPolítica 2.0 #CONADEbo Estado de la economía boliviana. ¿Y qué pasó con el gas?  P: T02 - E06. 27-jun-21 | 📢 #CuaretenaPolítica 2.0 #CONADEbo
Estado de la economía boliviana. ¿Y qué pasó con el gas? 
P: T02 - E06. 27-jun-21 | By Comité Nacional de Defensa de la Democracia - Conade | Facebook

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Estado de la economía...

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El nuevo Plan de Exploración recientemente anunciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), lejos de generar expectativa, preocupa porque apunta a zonas sensibles como la Amazonía, pero también porque mira al petróleo, nada rentable, como objetivo de explotación hidrocarburífera, afirma el analista de Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

"Es una noticia preocupante el anuncio porque el Sub andino Sur es zona tradicional donde habitualmente se han desarrollado actividad hidrocarburifera, pero en el sub andino norte y Madre de Dios es un anuncio preocupante porque es una zona de alta biodiversidad, de alta sensibilidad ambiental", señala a Brújula Digital el especialista en temas energéticos.

Según el plan de YPFB las cuatro zonas estratégicas para la exploración hidrocarburífera son: el Subandino sur y norte, Boomerang y Madre de Dios.

En criterio de Velásquez, el potencial que se estima pueda existir en el norte La Paz, Beni y Pando; es decir la Amazonía boliviana, está más enfocado al petrolífero, más que gasífero.

El año 2016, se cuestionó el ingreso de la china BGP, contratada por YPFB para tareas de exploración sísmica 2D en el proyecto Nueva Esperanza debido a que surgieron algunos indicios de la presencia de un pueblo no contactado, probablemente Toromonas, afectado por la incursión petrolera.

"Pueden existir posibilidades de gas, pero más que todo se prevé que pueda ser petróleo. Bolivia tiene un déficit de producción de petróleo, toda esa producción podría ir a abastecer el mercado interno, más aun considerando que el mercado interno tiene un precio subvencionado que no es un precio que haga interesante o atractiva la inversión", señala.

Para hacer una relación de precios señala que mientras hoy el barril de petróleo oscila dentro del país en 27,11 dólares, el precio internacional es de 75 dólares, por lo que no es un precio atractivo para la inversión.

"Otro aspecto es el tema de mercados, el mayor mercado para el petróleo es el mercado interno; si hablamos de exportación debería ser gas natural, tanto el año 2020 como el año 2019 el problema ha sido de mercados y lo hemos advertido el año 2010 cuando íbamos por la mitad del contrato con Brasil y era necesario una política agresiva de nuevos mercados, de avances en renegociación, pero lamentablemente eso no ha sucedido", apunta.

De acuerdo a la explicación de Armin Dorgathen, vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, el "plan exploratorio agresivo" pretende salvaguardar y mantener las cuotas de mercados en Argentina y Brasil.

"Como administración queremos que nuestros índices de reservas sean mayores; eso quiere decir que todas las reservas que vayamos a consumir en los próximos cinco años las encontremos en estos mismos cinco años y que además tengamos un diferencial que podamos sumar a las actuales con las que contamos", indicó Dorgathen.

Sin embargo, Velásquez hace notar que de acuerdo al plan sectorial que presentó el exministro Luis Sánchez el año 2015 ya preveía para el 2019 un nuevo contrato de exportación con Brasil, cosa que no ha sucedido, pues el 2020 el gobierno transitorio de Jeanine Áñez renegoció dos adendas al contrato con Brasil y otra adenda con Argentina que la hizo el actual gobierno del MAS.

"Ambas adendas están orientadas a reducir los volúmenes de exportación y es que Bolivia venía pagando multas dado que no teníamos suficiente producción para cumplir con nuestros compromisos de gas natural", hace notar el experto.

Dorgathen aclaró que el objetivo de YPFB es que entre el 2025 y 2026 se dejen las reservas con un número mayor y que estas zonas potenciales, donde se desarrolla el plan de exploración, den los resultados esperados. "Este plan y los resultados positivos que genere nos va a permitir mejorar la balanza comercial, es decir vender más gas, producir petróleo nacional y con eso disminuir la importación de diésel".

En análisis del especialista de Jubileo, YPFB atraviesa uno de sus periodos más complejos de los últimos 20 años, por problemas estructurales. "Lamentablemente en un principio los problemas eran de fácil solución si eran atendidos a tiempo pero cuando son descuidados los problemas se hacen más complejos de solucionar", sostiene.

Velásquez dice que año después de la denominada "nacionalización de los hidrocarburos" (2006) el principal problema fue la falta de exploración pues el sector hidrocarburífero se centró hasta el 2010 en la renegociación de los contratos petroleros con las empresas que realizaban trabajos de exploración y explotación en Bolivia.

Señala que el caso de Gazprom es la excepción pues con la rusa YPFB logró firmar varios contratos.

"Pero ninguno de estos contratos se ha plasmado en un éxito exploratorio, de tal forma que hasta el año 2017, YPFB ha tenido cerca de 100 áreas reservadas para la exploración y explotación de hidrocarburos y por lo menos 20 a 22 ya tienen contrato firmado y aprobado por la Asamblea Legislativa Plurinacional, pero ninguno de esos contratos ha sido exitoso, ninguno ha tenido éxito exploratorio", sostiene.

El caso de Incahuasi, señala que llegó a suplir la caída de los principales magacampos de gas, pero sus tareas exploratorias empezaron mucho antes del gobierno del MAS.

BD JMC

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 Jubileo: preocupa el nuevo "plan agresivo” de exploración de YPFB  | Brújula Digital

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Jubileo: preocupa el nuevo "plan agresivo" de exploración de YPFB

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El nuevo Plan de Exploración recientemente anunciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), lejos de generar expectativa, preocupa porque apunta a zonas sensibles como la Amazonía, pero también porque mira al petróleo, nada rentable, como objetivo de explotación hidrocarburífera, afirma el analista de Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

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Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció el reinicio de operaciones de la planta de urea y amoniaco para este mes, pero las operaciones podrían ser retrasadas porque una pieza no pudo ser reparada en Estados Unidos y deberá ser fabricada, informó una fuente allegada al proceso de reactivación de la planta que prefirió mantener su nombre en reserva.

Especialistas en hidrocarburos recomiendan no acelerar el reinicio de operaciones y garantizar su reparación para evitar problemas futuros. Además, piden transparentar el proceso de reparación a la población.

Según la fuente a la que accedió Los Tiempos, el controlador de la turbina de gas es una de las piezas que fue enviada a Estados Unidos para su reparación, pero ello no fue posible y la pieza retornó al país en las mismas condiciones.

El controlador de la turbina de gas es un equipo principal de la planta porque permite el ingreso de aire al transformador secundario, para sacar el nitrógeno del aire. Sin esa pieza, la planta no puede funcionar, por lo que "debe enviarse a construir con la empresa General Electric, en Italia. Es un equipo diseñado exclusivamente por MOOG", afirmó.

"Ese equipo toma tiempo comprarlo, porque se hace a pedido. Ya alguna vez se hizo un cambio de ese equipo y tomó dos meses su llegada al país. Fue en diciembre de 2017 que se dañó y por ello la planta arrancó en febrero de 2018", precisó el entrevistado.

Añadió que los trabajos de mantenimiento también tienen demora, ya que el 16 de junio debían arrancar las operaciones, pero "no hay muestras de que eso vaya a pasar".

Al respecto, el especialista en hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que la factoría tiene graves problemas, por lo que recomendó no apresurar el reinicio de operaciones y tomar el tiempo que sea necesario para llevar adelante un eficiente trabajo de reactivación y evitar problemas futuros.

"Me parece razonable que no se apresuren en ponerla en marcha para que no se vuelva a parar, porque eso es perjudicial. Yo dije que la planta iba a operar hacia finales de año y el tiempo nos da la razón. Ojalá que YPFB pueda hacerlo antes de finales de año", dijo.

Los Tiempos buscó la postura de la estatal petrolera sobre la supuesta demora en el reinicio de operaciones, pero hasta el cierre de esta edición no hubo respuesta.

No obstante, en mayo, el presidente de YPFB, Wilson Zelaya, informó que la planta de urea iniciaría operaciones en junio, debido a que el plan de diagnóstico, reparación y puesta en funcionamiento de la factoría tenía un 85 por ciento.

Piden transparencia en la información

El analista en hidrocarburos Raúl Vásquez afirmó que el proceso de reactivación de la planta de urea y amoniaco debe ser transparente, pues YPFB debe dar acceso a información sobre los contratos de compra y venta que se suscriban y sobre los costos de operación de la factoría.

Detalló que, desde su inauguración, la planta no ha llegado a operar ni al 50 por ciento de su capacidad.

"Ahora se anuncia nuevamente el inicio de operaciones, posiblemente por razones simbólicas, pero continúa siendo necesario que se demuestre la justificación económica y financiera del proyecto", dijo.

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Pieza que no fue reparada en EEUU traba el reinicio de la planta de urea

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Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció el reinicio de operaciones de la planta de urea y amoniaco para este mes, pero las operaciones podrían ser retrasadas porque una pieza no pudo ser reparada en Estados Unidos y deberá ser fabricada, informó una fuente allegada al proceso de reactivación de la planta que prefirió mantener su nombre en reserva.

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Diversificar la economía con recursos de la renta petrolera

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Las condiciones poco atractivas para atraer inversiones en exploración de hidrocarburos en Bolivia se reflejan, según expertos, en las decisiones asumidas por las operadoras extranjeras Petrobras y YPF: la primera puso a la venta sus activos para concretar su salida de Bolivia y la segunda optó por reducir en 40 por ciento su participación en la exploración del área Charagua.

Aunque Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) argumentó que la salida de la estatal brasileña obedece a un plan estratégico de centrar sus operaciones en aguas profundas y ultraprofundas, los analistas en hidrocarburos Raúl Velásquez y Álvaro Ríos coinciden en que el alejamiento tiene que ver con el desinterés de continuar invirtiendo en Bolivia, cuya normativa vigente no ofrece condiciones atractivas.

Velásquez menciona que Petrobras encara un proceso de reducción de sus portafolios de inversión en exploración y exploración en todas partes del mundo, sin embargo, ve con preocupación que Bolivia no figure en la lista de países donde la estatal brasileña mantendrá sus operaciones.

Según Velásquez, esto ocurre porque Bolivia "es un país que no ofrece hoy en día las condiciones para hacer atractiva la inversión en el sector hidrocarburos".

Ríos, por su parte, afirma que la salida de Petrobras tiene que ver con el modelo petrolero y fiscal de Bolivia, dado que la Ley de Hidrocarburos 3058 limita las posibilidades de encarar nuevos procesos de exploración.

Además, el experto menciona que el alejamiento de la estatal brasilera también obedece al poco futuro que tiene en Bolivia, donde cuenta con dos contratos de exploración (San Telmo y Astillero) que no pueden ejecutarse a raíz de las restricciones ambientales y el rechazo social, dado que ambos se encuentran en la Reserva Nacional de flora y fauna de Tariquía.

En cuanto a la decisión de la estatal argentina YPF de ceder a YPFB Chaco el 40 por ciento de su participación, derechos y obligaciones en las labores de exploración en el área Charagua, Velásquez afirma que esto es el resultado de una política hidrocarburífera boliviana que no responde al contexto actual del mundo ni de la región.

El analista menciona que la Ley de Hidrocarburos 3058 está desfasada en relación a la Constitución Política del Estado (CPE) y no ha generado condiciones para promover la inversión nacional ni extranjera, puesto que YPFB tampoco pudo invertir en grandes campos y encontrar importantes reservas de gas.

Velásquez explica que el sector hidrocarburos tiene características de largo plazo, de modo que el efecto de las medidas asumidas hoy se los observa en un plazo de 10 a 15 años.

En ese entendido, afirma que el desinterés de las operadoras extranjeras de continuar invirtiendo en Bolivia es el resultado de la Ley de Hidrocarburos aprobada en 2005 que tuvo un enfoque rentista, es decir, fue orientada a la captura de la mayor cantidad de rentas para el Estado, pero que no tuvo la capacidad de generar condiciones para darle sostenibilidad al sector en el largo plazo.

Por su parte, el analista en hidrocarburos José Padilla considera que los problemas del sector tienen que ver con la Ley 3058, misma que debe ser modificada para atraer mayor inversión extranjera.

Padilla cree que sin ese cambio en el marco jurídico difícilmente habrá mejores resultados. Recordó que el Gobierno ya intentó atraer capitales con dos decretos, pero no tuvo los resultados esperados.

Por ello, Padilla considera fundamental trabajar en políticas que viabilicen una inversión de 8.500 millones de dólares en la búsqueda de hidrocarburos con el propósito de incrementar reservas.

Advirtió que el país de a poco está perdiendo los mercados de Argentina y Brasil y si no encara una inversión de tal magnitud será difícil recuperar el sector hidrocarburos.

43,17 MMm3d

fue la producción promedio de gas natural registrada en la gestión 2020. Este año YPFB prevé alcanzar los 47,38 MMm3d.

SUBEN ENVÍOS DE GAS A ARGENTINA

A partir del 1 de mayo, Bolivia incrementó sus volúmenes de gas natural exportados a Argentina, en cumplimiento de la quinta adenda al contrato firmada en diciembre de 2020.

Según datos de la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, a partir del 1 de mayo Bolivia envía un promedio de 13 millones de metros cúbicos día (MMm3d) de gas al vecino país. En cumplimiento a la adenda, durante los meses de junio, julio y agosto, el envío deberá subir a 14 MMm3d.

MAS EXPLICA QUE LA ZONA RESERVADA CHARAGUA NO ES ÁREA PROTEGIDA

REDACCIÓN CENTRAL

La presidenta de la Comisión de Economía Plural, Producción e Industria de la Cámara de Diputados, Lidia Tupa (MAS), informó que el área reservada en Charagua a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para su exploración, no es un área protegida, señala un boletín oficial de la petrolera estatal.

La explicación surge luego de algunas críticas por parte de la oposición en relación a que la aprobación del proyecto de ley 151/2020-2021 en la Cámara de Diputados -que autoriza a la estatal argentina la cesión del 40 por ciento de su participación en la exploración del área Charagua a la subsidiaria YPFB Chaco- viola el régimen constitucional de los recursos naturales.

Tupa aseguró que la oposición pretende confundir a la población y que tiene una mala intención o interpreta de manera equivocada el asunto.

Al respecto, el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, explicó que en la primera fase exploratoria del área Charagua se realizaron estudios de sísmica 3D con "buenos resultados, previa consulta y compensación a las comunidades aledañas al área de trabajo, además de la respectiva licencia ambiental".

Mencionó que la segunda fase exploratoria involucra la perforación de un pozo con el objetivo de dar con un reservorio estimado en 2,1 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas natural.

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Marco legal resta el interés de YPF y Petrobras de invertir en exploración

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Las condiciones poco atractivas para atraer inversiones en exploración de hidrocarburos en Bolivia se reflejan, según expertos, en las decisiones asumidas por las operadoras extranjeras Petrobras y YPF: la primera puso a la venta sus activos para concretar su salida de Bolivia y la segunda optó por reducir en 40 por ciento su participación en la exploración del área Charagua.

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Mentiras y verdades de la nacionalización

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Mentiras y verdades de la nacionalización

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bolivian daily is a free software project focused on monitoring national and international non-profit news.

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Bolivian Daily is a free software project focused on monitoring national and international non-profit news.

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El sector Hidrocarburos puede fortalecer a proveedores locales

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Los hidrocarburos pueden generar mayor beneficio para el país (Contenido local y RSE 1)

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Exportación de gas al Brasil y efectos para Bolivia

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Exportación de gas al Brasil y efectos para Bolivia

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¿La octava adenda al contrato de compraventa de gas entre Bolivia y Brasil, firmada el 6 de marzo de 2020, generó un daño económico al Estado?

El pasado jueves, el diputado del MAS Juan José Huanca aseguró que ese acuerdo ocasionó una pérdida de 233 millones de dólares a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por la reducción de al menos un 35 por ciento de los envíos.

Sin embargo, tres especialistas en hidrocarburos afirman que la disminución era un factor inevitable para YPFB y que las declaraciones del legislador tienen carácter político, ya que responsabiliza del supuesto daño económico al exministro de Hidrocarburos Víctor Hugo Zamora, a quien a su vez apunta como aliado y socio político de Óscar Montes, actual candidato a la Gobernación de Tarija.

El analista y exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos aseguró que las declaraciones de Huanca no tienen ningún asidero técnico y que lo único que busca es restar votos a Montes. Similar impresión tienen los analistas Raúl Velásquez y Francesco Zaratti.

Sin embargo, el pasado 4 de marzo, el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, durante la audiencia de rendición de cuentas final 2020 de esta cartera de Estado, también mencionó que la octava adenda generó un impacto "bastante negativo".

La autoridad dijo que, antes de la octava adenda, el contrato establecía un envío máximo de 30,1 millones de metros cúbicos día (MMm3d) y un mínimo de 24 MMm3d. Con la adenda el volumen máximo bajó a 20 MMm3d y el mínimo a 14 MMm3d.

Según él, la reducción hizo que las regiones dejaran de percibir al menos 217 millones de dólares, mientras que la decisión de asumir el costo de transporte del gas desde la planta de Río Grande hasta Mutún -frontera con Brasil- ocasionó una pérdida de 70 millones de dólares. Ese trayecto tiene una longitud de al menos 670 kilómetros.

Antes de la octava adenda, el costo del transporte era responsabilidad de Petrobras. En opinión de Velásquez, analista de la Fundación Jubileo, Bolivia estaba imposibilitada de cumplir con sus contratos de exportación, además del mercado, por lo que YPFB, durante el gobierno de transición, no tuvo más alternativa que reducir los volúmenes con el mercado brasileño.

Y es que, para mantener las condiciones anteriores, el país necesitaba contar con una producción de 64 MMm3d, pero al momento de negociar la adenda, en diciembre de 2019, llegaba sólo a 45 MMm3d.

El verdadero daño económico se hubiera dado, según el analista, al mantener las condiciones anteriores, puesto que YPFB, por su baja producción de gas, estaba expuesta a constantes multas por incumplimiento de envíos, como ocurrió en 2018 cuando pagó a Petrobras una penalización superior a los 100 millones de dólares.

"Hay que mencionar que el actual Gobierno en diciembre (de 2020) ha renegociado una adenda con Argentina que implica menores volúmenes de los que estaban comprometidos en la adenda que se firmó 2010", dijo Velásquez.

En ese sentido, explicó que las adendas con Brasil y Argentina se realizaron ante la necesidad de adecuar los contratos a la verdadera capacidad de producción de gas de Bolivia.

Por su parte, Zaratti afirma que la octava adenda con Petrobras, antes que un buen o mal negocio, fue una negociación inevitable, dado que le permitió a YPFB eludir el pago de multas y cumplir sus compromisos de exportación con Argentina. "Por su parte, Brasil buscaba disminuir la dependencia del gas boliviano. De modo que hubo conveniencia mutua", dijo.

Respecto a la decisión de YPFB de asumir el costo de transporte del gas desde la planta de Río Grande hasta Mutún, que es criticada por el Gobierno nacional, Zaratti señaló que es normal que el gas se entregue en frontera y que cada país asuma los costos de transporte en su respectivo territorio.

Sobre el tema, Velásquez añadió que el contrato original finalizó el 31 de diciembre de 2019 y que a partir de ese momento ambas empresas entraron en un periodo de conciliación.

A partir de entonces, las condiciones fueron diferentes, pues era poco probable que Petrobras acepte seguir pagando el transporte de gas en territorio boliviano.

Bolivia debía producir 82 MMm3d de gas en 2020, pero sólo llegó a la mitad

La Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, un documento presentado el año 2008 durante el gobierno de Evo Morales, pronosticaba una producción de gas natural de 82,5 millones de metros cúbicos día (MMm3d) en la gestión 2020; sin embargo, la producción solamente llegó a 43 MMm3d.

Éste es un factor que llama la atención del analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, quien afirma que es necesario que las autoridades del sector, además de los legisladores, analicen los motivos de la disminución de la producción de gas que se registra de modo sostenido desde la gestión 2015.

"Creo que sería pertinente que los nuevos diputados y senadores, en esta dinámica de analizar con mayor profundidad el sector hidrocarburos, busquen el origen de los problemas: ¿por qué no se ha cumplido la estrategia boliviana de 2008 que proyectaba un crecimiento constante en la producción de gas?", dijo.

El analista también hace referencia al Plan Sectorial de Desarrollo Integral de Hidrocarburos, presentado en 2016, que proyecta un incremento de la producción de gas a 73 MMm3d en la gestión 2019, una meta que tampoco fue cumplida y que actualmente no es cuestionada por las autoridades de Gobierno.

El mencionado documento también proyectaba un incremento de las reservas probadas de gas natural a 17,45 trillones de pies cúbicos (TCF) y un aumento en las reservas de hidrocarburos líquidos a 411 millones de barriles.

Sin embargo, la última certificación presentada por YPFB indica que, hasta la gestión 2018, las reservas de gas llegaban a 8,95 TCF y las de hidrocarburos líquidos a 197,23 millones de barriles.

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Pese a críticas, la disminución de envíos de gas a Brasil era inevitable

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¿La octava adenda al contrato de compraventa de gas entre Bolivia y Brasil, firmada el 6 de marzo de 2020, generó un daño económico al Estado? El pasado jueves, el diputado del MAS Juan José Huanca aseguró que ese acuerdo ocasionó una pérdida de 233 millones de dólares a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por la reducción de al menos un 35 por ciento de los envíos.

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La decisión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados Arabia Saudí y Rusia de incrementar la producción durante los meses de mayo, junio y julio generará una disminución del precio; sin embargo, no implicará mayores efectos en el sector hidrocarburos de Bolivia.

Si bien las consecuencias de la disminución del precio internacional del petróleo provocarán la reducción de ingresos por exportaciones de gas, también disminuirán los recursos destinados a la importación de diésel y gasolina, ya que el precio de estos combustibles bajará influenciados por el petróleo.

Según el analista y exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos, en el contexto boliviano hay un balance neutral cuando los países exportadores de petróleo deciden recortar o subir la producción de petróleo. Indicó que, en la actualidad, cuando sube el precio, los ingresos por venta de gas también suben, pero hacen lo propio las importaciones de diésel y gasolina.

"Ya no se pueda decir qué bien que esté subiendo el precio o bajando el precio", dijo Ríos, a tiempo de mencionar que cada vez son mayores los volúmenes de combustible importado. "Estamos importando cerca del 70 por ciento de diésel y cerca del 50 por ciento de gasolina", agregó.

En tanto, el analista de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, afirmó que el incremento o disminución del precio del petróleo tendrá un impacto en Bolivia con tres a seis meses de rezago. Si la reducción del precio se da a partir de mayo, el efecto en Bolivia se sentirá a partir de septiembre.

Mencionó que la afectación económica al país dependerá de la disminución del precio.

Subirán 2.141 MM de barriles por día

La OPEP, junto a sus aliados, añadirá a su oferta actual al menos 2.141 millones de barriles diarios (mbd) de crudo en tres etapas, a partir del 1 de mayo, durante tres meses.

En mayo el aumento será de 600.000 bd, a los que en junio se añadirán otros 700.000 bd y 881.000 bd en julio, señalan medios internacionales.

El analista de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, considera el aumento de la producción como una decisión anticipada, ya que todavía no hay signos claros de recuperación económica a nivel mundial. Si bien se prevé un crecimiento, dijo que son proyecciones comparadas con 2020, una gestión catastrófica.

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Sube la oferta mundial de petróleo, pero no habrá mayor efecto en Bolivia

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La decisión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados Arabia Saudí y Rusia de incrementar la producción durante los meses de mayo, junio y julio generará una disminución del precio; sin embargo, no implicará mayores efectos en el sector hidrocarburos de Bolivia.

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Potencialidades Productivas en Tarija - Parte 3

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Potencialidades Productivas en Tarija - Parte 3

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Serie Más allá del #gas: ¿Los hidrocarburos sirvieron para desarrollar otros sectores productivos V3

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Seminario Situación Sector Hidrocarburos - Comité Cívico

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Seminario Situación Sector Hidrocarburos - Comité Cívico

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Participaron 42 personas

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Los ingresos por hidrocarburos cayeron en más del 60%, la producción de gas bajó hasta 45 millones de metros cúbicos diarios.

El especialista en hidrocarburos, Raúl Velasquez, informó que desde la gestión pasada, los ingresos y regalías para municipios, goberenaciones y universidades, bajaron en más de un 60%, aspecto que generará una dependencia fiscal por hidrocarburos para la economía nacional, Velasquez sugiere una transición energética, económica y la diversificación de la economía.

La producción de gas natural cayó de 60 mmcd registrada hasta el año 2015 a 45 mmcd, el especialista aseguró que es mucho más complejo depender de los hidrocarburos, aunque el precio del mismo se recupera y actualmente supera los 60 dólares a nivel internacional.

Artículo de Wilma Catari, periodista del Sistema RTP

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Los ingresos y regalías por hidrocarburos bajaron en un 60%

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Los ingresos por hidrocarburos cayeron en más del 60%, la producción de gas bajó hasta 45 millones de metros cúbicos diarios. El especialista en hidrocarburos, Raúl Velasquez, informó que desde la gestión pasada, los ingresos y regalías para municipios, goberenaciones y universidades, bajaron en más de un 60%, aspecto que generará una dependencia fiscal por hidrocarburos para la economía nacional, Velasquez sugiere una transición energética, económica y la diversificación de la economía.

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Potencialidades Productivas en Tarija - Parte 2

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Potencialidades Productivas en Tarija - Parte 2

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Serie: Más allá del #gas - Potencialidades productivas en Tarija / Video 2

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Participaron 25 personas

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Aunque la industrialización del litio representa un proyecto estratégico para el país, expertos afirman que la explotación de este metal no logrará reemplazar a los ingresos obtenidos en el sector hidrocarburos, por lo que sugieren eliminar el mito de que "el litio es el nuevo petróleo" que aún conserva parte de la sociedad civil.

La investigadora de la Fundación Jubileo, Sandra Sánchez, durante el webinario titulado Retos y brechas para industrialización del litio, organizado por Natural Resource Governance Institute, afirmó que debe evaluarse una nueva estrategia del proyecto boliviano que fue paralizado en 2019.

En noviembre de ese año, el Gobierno anuló el decreto que autorizaba la sociedad mixta entre la estatal Yacimientos de Litio Bolivianos (YLB) y la alemana ACI Systems (Asisa) luego de una serie de protestas en Potosí, cuya población exigía una regalía mayor al 3 por ciento.

Respecto a esos conflictos, Sánchez indicó que se debe generar acuerdos políticos entre el Estado y la sociedad civil organizada que exige saber el manejo de sus recursos naturales. "No podemos seguir trabajando de manera aislada, tenemos que generar estos acuerdos, pero incorporando herramientas de control", dijo.

A su turno, Carlos Arce, investigador del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), afirmó que mucha gente se ha creado una idea de que el litio puede sustituir a los ingresos del sector hidrocarburos.

Sin embargo, aseguró que el proyecto del litio boliviano, en el mejor de los casos, generaría una renta de 250 a 300 millones de dólares con la capacidad total de producción de planta proyectada, pero estos montos están lejos de los ingresos obtenidos por la venta de gas que, en 2020, con la disminución provocada por la pandemia, llegaron a 1.623 millones.

Arce afirmó que es fundamental imponer una política de transparencia en el proyecto del litio.

Dijo que el contrato con la firma alemana generó conflictos porque las poblaciones movilizadas exigían una mayor participación, porque "se habían creado la ilusión de que el litio es la nueva panacea económica, social y tecnológica".

Daniela Desormeaux, investigadora chilena, resaltó que el litio no es el nuevo petróleo, ni que Bolivia, Argentina y Chile, que poseen la mayor reserva mundial de litio, serán los nuevos Arabia Saudita.

Dijo que si bien los países apuntan al menor uso de recursos hidrocarburíferos en sus políticas energéticas, esto implica una transición lenta. Además que el aumento de la producción de litio en países como Australia llevó a la caída del precio a partir de 2017.
Bolivia posee la mayor reserva de litio
Santa Sánchez, investigadora de la Fundación Jubileo, destacó que Bolivia posee la mayor reserva mundial de litio, al albergar al menos 21 millones de toneladas. Le siguen Argentina, con 17 millones, y Chile, con 9 millones.

Sin embargo, mencionó que en Potosí, donde se encuentra el salar de Uyuni, que posee las reservas de litio, existe una sensación de que desde épocas coloniales se saquearon los recursos naturales y que ello no se plasmó en la mejora de la calidad de vida de los habitantes.

Bajo este contexto, surge el interés de controlar y fiscalizar los avances respecto al proyecto del litio.

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Expertos sugieren borrar mito de que el litio suplirá a ingresos del gas

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Aunque la industrialización del litio representa un proyecto estratégico para el país, expertos afirman que la explotación de este metal no logrará reemplazar a los ingresos obtenidos en el sector hidrocarburos, por lo que sugieren eliminar el mito de que "el litio es el nuevo petróleo" que aún conserva parte de la sociedad civil.

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Competitividad Vinos, Uva y Singanis - Pate 1

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Competitividad Vinos, Uva y Singanis - Pate 1

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Serie: Más allá del #gas - Competitividad / Video 1

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Seminario con Diputados, Senadores y Asesores Legislativos

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Seminario con Diputados, Senadores y Asesores Legislativos

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Participaron 27 personas

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Expertos sugieren borrar mito de que el litio suplirá a ingresos del gas

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Aunque la industrialización del litio representa un proyecto estratégico para el país, expertos afirman que la explotación de este metal no logrará reemplazar a los ingresos obtenidos en el sector hidrocarburos, por lo que sugieren eliminar el mito de que “el litio es el nuevo petróleo” que aún cons…

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Transición energética Retos y Desafíos (PBACC - LCOY)

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Transición energética Retos y Desafíos (PBACC - LCOY)

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Evento organizado por la Plataforma Boliviana de Acción frente al Cambio Climático y la Local Conference of Youth 2021 en la que participa Fundación Jubileo y Hanss Seidel.
Participaron 50 jóvenes

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Lidia Mamani / La Paz

La renta petrolera disminuyó de 2.347 a 1.623 millones de dólares en 2020 con relación a 2019, el año de la pandemia y durante la administración del gobierno de Jeanine Añez.

Esto significa una caída de 30,8% en los ingresos de la renta petrolera, que se obtiene por la producción de hidrocarburos y los precios de comercialización (ver gráfica).

El presidente de YPFB, Wilson Zelaya, atribuyó el descenso a la caída del precio de exportación de gas natural, los menores volúmenes requeridos por Brasil y la pandemia de la Covid-19.

"Este es el resultado de una combinación de factores como la caída de precios de exportación de gas natural, la reducción de volúmenes demandados por Brasil que se concretan con la octava adenda, suscritas en marzo de 2020, y también por las restricciones impuestas mediante la cuarentena por la Covid-19", afirmó Zelaya en su exposición.

El ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, cuestionó que durante el año pasado se hayan postergado una serie de proyectos de exploración como Mayaya, Astillero y San Thelmo, que frenaron la reposición las reservas hidrocarburíferas.

"En la renta petrolera nacional tenemos impactos negativos. El 2020 se tenía previsto un ingreso de 1.900 millones de dólares, sin embargo, la reducción ha sido un 15% y finalizamos la gestión con 1.623 millones de dólares, hay una diferencia efectiva", indicó ayer durante la audiencia de rendición de cuentas final 2020.
Subsidiarias en rojo
Sobre las utilidades netas de YPFB, filiales y subsidiarias, Molina afirmó que en 2020 se evidencia un efecto negativo tanto en YPFB Andina con "pérdidas de -17,9% y Chaco con -29,47%, como en la filial YPFB Refinación, con -20,83%" (ver gráfica).

"Esta es una situación crítica. Estos estados financieros demuestran dos hechos: primero, el impacto que ha tenido la pandemia sobre la actividad, pero el impacto mayor fue una mala gestión en el sector de hidrocarburos durante 2020", afirmó Molina.

YPFB Casa Matriz reportó el peor comportamiento desde la nacionalización (2006), porque el año pasado registró una utilidad neta de 28,8 millones de dólares. En su mejor año, en 2013, obtuvo 1.374 millones de dólares (ver gráfica).
El análisis
El expresidente de la CBHE Carlos Delius afirmó que la renta petrolera se redujo porque bajó el volumen de producción por el agotamiento de los campos y también cayó el precio.

"Este año hay un ligero repunte de precios, pero la producción sigue cayendo, por lo tanto, los ingresos no volverán a niveles anteriores. Además, el mercado interno crece y el precio es subsidiado", anticipó Delius.

Sobre los ingresos obtenidos por YPFB y sus subsidiarias, el exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos recordó que YPFB obtuvo elevadas ganancias debido a la época dorada de ingresos entre 2008 y 2014. Pero el ciclo de bonanza se terminó con el desplome del precio del petróleo, los menores volúmenes enviados a los mercados, mayor egreso por importación de combustible, fuertes gastos en instalación de plantas y redes de gas, y en exploración.

En el caso específico de 2020 las utilidades se reducen por la pandemia y los gastos para los insumos de bioseguridad para contrarrestar la Covid-19.

"La pregunta que queda es: ¿de dónde sacará YPFB los recursos para invertir en la planta de biodiésel renovable, para inversiones en exploración? No se avizora una mejora porque se siguen vendiendo bajos volúmenes, pese a un mejor precio del petróleo", dijo.

Añadió que las utilidades de Andina y Chaco caen por la menor demanda de gas y producción y el descenso de precios del petróleo. En la filial YPFB Refinación tiene que ver con el menor procesamiento de combustibles, dijo.

El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez afirmó que el sector hidrocarburos atraviesa por una crisis estructural que no es resultado de un mal año, por el contrario, es reflejo de una deficiente gestión del sector desde hace más de 10 años. Deben hacerse ajustes si se quiere revertir la situación.

"Si bien los precios internacionales del petróleo han retomado un promedio de 60 dólares por barril, lo cierto es que la producción de gas natural continúa por debajo de los niveles alcanzados hasta 2015. Resulta urgente la definición de una nueva política hidrocarburífera en una nueva ley de hidrocarburos", sugirió.

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La renta petrolera cae de $us 2.347 a 1.623 millones en un año

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Lidia Mamani / La Paz La renta petrolera disminuyó de 2.347 a 1.623 millones de dólares en 2020 con relación a 2019, el año de la pandemia y durante la administración del gobierno de Jeanine Añez. Esto significa una caída de 30,8% en los ingresos de la renta petrolera, que se obtiene por la producción de hidrocarburos y los precios de comercialización (ver gráfica).

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#Litio 5: Impulsar la diversificación productiva
El litio se ha convertido en una posible opción de desarrollo para el país. Es necesario desarrollar... | By Fundacion Jubileo | Facebook

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El litio se ha convertido en una posible opción de...

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Conversatorio sobre Competitividad del Sector Uvas, Vinos y Singanis

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Conversatorio sobre Competitividad del Sector Uvas, Vinos y Singanis

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Participaron 28 personas

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Sugieren reajuste con ACI Systems y crear una política nacional del litio

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En un escenario marcado por la crisis económica y la necesidad de generar mayores recursos económicos, el Gobierno nacional, así como expertos, coinciden en la importancia de retomar el proyecto de industrialización del litio, mismo que, después de algunos avances, volvió prácticamente a foja cero e…

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Matriz energética - oferta primaria de energía

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Matriz energética - oferta primaria de energía

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🟠 Litio 4: Puntos clave para la gobernanza
- Consulta previa 
- Asociación con privados
- Regalías y beneficios para indígenas y campesinos
-... | By Fundacion Jubileo | Facebook

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- Consulta previa 
- Asociación con privados
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Foro Transición Energética y Cuidado de la Casa Común

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Foro Transición Energética y Cuidado de la Casa Común

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Ausencia de datos o información de mala calidad, un problema que aqueja a las instituciones públicas del Estado Boliviano

Transparencia en Bolivia comparada con otros países

En semanas pasadas, la adquisición que realizó del gobierno de la vacuna Sputnik V contra la covid-19 fue motivo de controversia. La oposición acusó al ejecutivo por la falta de transparencia en la compra de dichas vacunas, cuestionando la "cláusula de confidencialidad" que imposibilita que la sociedad civil pueda conocer los pormenores del contrato por medio del cual Bolivia accederá a 5,2 millones de dosis.
Según fuentes oficiales, esta cláusula se debe a condiciones de las propias farmacéuticas. Sin embargo ‒más allá de este caso‒, la susceptibilidad está fundada en la cuestionable transparencia de la institucionalidad pública, problema estructural que el sistema político boliviano arrastra desde hace ya mucho tiempo.
Por un lado, es importante reconocer que el Estado boliviano viene incorporando "cláusulas de confidencialidad" en varios contratos de distinta índole que fueron firmados en los últimos años, aunque quizá los que tienen que ver con el sector hidrocarburífero han sido los más conocidos. Por otro lado, también están los datos y cifras que el Estado debe publicar desde sus distintas dependencias. Alguna información simplemente dejó de existir, otra sale a la luz con poca regularidad y mucha información tiene problemas de calidad.

Al respecto se ha consultado al director ejecutivo del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA), Javier Gómez, quien señala que: "el acceso, la calidad, la oportunidad de acceder a la información pública ha ido en retroceso paulatinamente, ha habido momentos, hace dos años, que incluso se ha comenzado a dudar de las estadísticas del INE sobre estimación del producto y sobre las condiciones laborales y de empleo".
Y continúa: "en el trayecto, además, ha habido varias series de encuestas socioeconómicas que se han cortado, hay algunas variables que han desaparecido, entonces, la calidad de la información también se ha deteriorado".
El acceso a información pública de calidad es un derecho que no solo está considerado por la Constitución Política del Estado Plurinacional, sino también por múltiples tratados internacionales de los cuales Bolivia es parte. En un momento de crisis económica como la que atraviesa el país, conocer a detalle lo que hace el Estado con los recursos de la población es fundamental para que la sociedad civil pueda opinar y participar.

Poca información sobre el sector estratégico más importante

Distintos analistas e investigadores vienen señalando, desde hace ya varios años, la preocupante y sistemática disminución de información a la que la sociedad civil puede acceder respecto a los sectores estratégicos de la economía boliviana. El sector que quizá, por su relevancia, ha acaparado gran parte de esta discusión es el hidrocarburífero.
Sobre la información que más se extraña, "por la importancia del sector, lógicamente [tiene que ver con] el Ministerio de Hidrocarburos y la matriz de Yacimientos [YPFB]. Primero lo que es inversiones, producción, comercialización, consumo, eran series que estaban relativamente construidas y había acceso, [pero] ya desde la época del gasolinazo -son casi más de diez años- ha comenzado a deteriorarse la información del sector hidrocarburos, y la calidad y la oportunidad han bajado radicalmente", afirma Gómez.
Junto a los problemas relativos a los datos estadísticos del sector hidrocarburífero, también se debe señalar la opacidad en el acceso a información sobre los contratos de esta empresa. Como ejemplo, en marzo del pasado año, YPFB y la brasileña Petrobras firmaron la octava adenda al contrato de venta de gas al vecino país, misma que no se conoció debido a una cláusula de confidencialidad.

En una pasada entrevista para El País de Tarija, el analista e investigador de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, señaló: "nuestra primera observación como Fundación Jubileo fue que la adenda no se hizo pública, cosa que sí debería haber ocurrido".
Esta cláusula de confidencialidad se añade a las otras 11 cláusulas del mismo tiepo ‒incorporadas entre 2017 y 2019‒ sobre las que el expresidente de YPFB, Óscar Barriga, se vio obligado a informar ante la Comisión de Economía Plural de la Cámara de Diputados, en abril de 2019. Lo que significa que es una práctica recurrente en el sector estratégico que más recursos le genera al Estado boliviano.
¿Y las reservas internacionales?

Desde hace muchos años que este diario viene insistiendo en la necesidad de conocer dónde están las reservas internacionales (RIN) del país. El informe sobre "Administración de las Reservas Internacionales" de la Gestión 2011, fue el último documento en el que el Banco Central de Bolivia (BCB) incluyó información sobre las entidades financieras extranjeras en las que estaban colocadas dichas reservas. Desde ese momento hasta la fecha esta información no ha vuelto a ser revelada.

La población boliviana no conoce dónde están sus reservas internacionales. Hace varios años que el BCB trata esta información de manera confidencial. Este hermetismo tiene que ver, justamente, con que ya en el pasado se cuestionó públicamente el manejo de las RIN, las cuales, en vez de potenciar la economía nacional, acabaron en bancos que tenían serias acusaciones de corrupción y financiamiento de actividades ilícitas.
Sobre este tema, en octubre pasado, El País de Tarija remitió una consulta al BCB por medios oficiales, consulta que nunca fue atendida ni tampoco se presentaron las explicaciones del caso.
Un problema estructural de las instituciones públicas

La falta de transparencia y la publicación oportuna de información permea a gran parte de las instituciones del Estado. Estos son algunos ejemplos más que fueron señalados por el director de CEDLA:

"Otros datos que se extrañan [son] los del Ministerio de Educación. Antes, hace años, había una provisión de información sobre todo, sobre matriculación, todos los indicadores educativos estaban relativamente a tiempo y se podía acceder anualmente. Es también algo que ha escaseado en los últimos años".

· "[En el caso] del INE, después del debate sobre la calidad del Censo Nacional y sobre la calidad del banco muestral ‒ha habido problemas en el acceso a la base de datos del banco muestral‒, nunca se ha podido acceder a la segregación por circunscripción, se ha mantenido toda la información a nivel municipal, así que no se ha podido trabajar con mayor desarrollo en lo que ha sido el censo del 2012".

· "Minería es otro sector sobre el que también es difícil conseguir determinada información".

· "De la agricultura normalmente se accede a información del sector privado más rápido que a través del sector público. El sector privado, a través de las cámaras, genera información y se puede trabajar sobre esa información".
Vale la pena señalar que, en los últimos meses, distintas instituciones públicas no han actualizado información estadística de manera oportuna. Esto, por ejemplo, sucede con la información sobre la deuda externa del país, cuya última actualización en la página del BCB fue para el mes de mayo de 2020. En estos meses en que el Estado boliviano ha contraído un conjunto de créditos para enfrentar la pandemia, esta información debería ser de acceso público lo antes posible.
Algo similar sucede con la información en la página Ministerio y Finanzas Públicas, por ejemplo, las "cifras fiscales del sector público no financiero" se actualizaron tan solo hasta el mes de marzo del año pasado.

Además de lo anterior, también se tiene que poner sobre la mesa de discusión los "mecanismos extrapresupuestarios" a través de los cuales se gestionan recursos con menor transparencia. Estos mecanismos, puntualiza Javier Gómez, "han sido criticados por varios organismos internacionales, no solo en Bolivia. Hay dos mecanismos que se han exacerbado en la inversión pública, que son: 1) las invitaciones directas ‒el mecanismo "llave en mano"‒, que es la contratación total de una obra; y 2) el mecanismo del fideicomiso, [...] que no se rige por el Sistema de Adquisición de Bienes y Servicios, entonces, casi todo el procedimiento se vuelve privado".

La calidad de la información sí importa

La información presentada por las instituciones públicas debe contar, además, con un respaldo metodológico que otorgue credibilidad a las cifras y datos recabados. Por otro lado, también es importante que la presentación de la información favorezca para su utilización en los análisis que puedan ser realizados.

"Cuando digo calidad en el acceso, es también que la página web no te dé solamente PDFs, sino que puedas manipular la información, esa es la calidad con la que uno debería acceder a información pública", señala Gómez. Por ejemplo, la información estadística brindada por el Servicio Nacional de Impuestos en su página web está presentada solo en archivos PDF ‒y sin desagregar‒, lo que dificulta trabajar con ella.

El acceso a la información pública: no es un favor, es un derecho

Según el parágrafo II del Artículo 8 de la Constitución Política del Estado, uno de los valores sobre los que se sustenta el Estado boliviano es el de la "transparencia". Por otro lado, el Artículo 106 de la misma carta magna establece que "El Estado garantiza el derecho a la comunicación y el derecho a la información".

Sin embargo, según la Encuesta de Presupuesto Abierto de 2019, misma que es realizada por el "International Budget Partnership" a 117 países de todo el mundo para "evaluar el acceso público a la información presupuestaria del gobierno central", Bolivia ocupa el puesto 104 en el ranking de transparencia. A nivel regional, el país ocupa el último lugar, con una calificación de 12 sobre 100 y le sigue Ecuador con una calificación de 38 sobre 100.
Esta encuesta evalúa también la "participación pública", ya que "la transparencia por sí sola no es suficiente para mejorar la gobernanza. La participación pública inclusiva es fundamental para lograr los resultados positivos asociados con una mayor transparencia presupuestaria". En este encuesta Bolivia también tiene una calificación baja (15/100), aunque en este caso se encuentra por encima de Argentina, Chile y Paraguay.
Con todo, Bolivia es uno de los pocos países de la región que no cuenta con una ley específica de acceso a la información pública, pese a las garantías que otorga la CPE. Paradójicamente, la última normativa aprobada al respecto es el Decreto Supremo N° 28168 del año 2005, durante el gobierno de Carlos Mesa. Sin embargo, no se ha promovido ninguna otra legislación específica bajo el amparo de la nueva CPE.

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Bolivia: preocupa difícil acceso a información pública

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Ausencia de datos o información de mala calidad, un problema que aqueja a las instituciones públicas del Estado Boliviano Transparencia en Bolivia comparada con otros países En semanas pasadas, la adquisición que realizó del gobierno de la vacuna Sputnik V contra la covid-19 fue motivo de controversia.

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#Litio 3: Cerca de 300 comunidades originarias habitan en torno al salar de Uyuni

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Conversatorio sobre Uso de la Renta Extractiva organizado por NRGI - RLIE

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Conversatorio sobre Uso de la Renta Extractiva organizado por NRGI - RLIE

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Participaron 42 personas

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Antes de acabar el 2020, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que las pruebas de formación en el pozo Boicobo Sur X1 resultaron exitosas, con una estimación de 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de recurso positivo de gas natural.

"El descubrimiento de un nuevo campo de gas como el pozo Boicobo Sur X1 con estos resultados, confirman la vocación hidrocarburífera del Subandino Sur. Es uno de los más importantes hallazgos en los últimos años y confiamos en el potencial de esta área exploratoria", manifestó en aquella ocasión Wilson Zelaya, titular de YPFB.

El descubrimiento fue celebrado por el presidente Luis Arce, quien dijo: "Esto es muy importante para nosotros los bolivianos, sabemos que no todas las fases de exploración son exitosas. Hay veces que una empresa puede tener éxito, como en este caso. Felicitamos a todo el equipo de YPFB".

A decir del exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos, es muy prematuro hablar del aporte que tendrán Boicobo X1 a la producción nacional de gas natural en los próximos cinco o siete años.

Y es que, según Ríos, hay que esperar los resultados de las pruebas que determinen cuánto gas puede producir el pozo e identificar la forma de cómo se va a desarrollar ese campo. "Van a perforar uno o dos pozos más para analizar la presión. No se puede contar con Boicobo X 1 hasta que no tengamos las pruebas de largo plazo", dijo.

Finalmente, Ríos afirmó que Boicobo no es un megacampo que va arrojar 20 o 18 MMm³/d, como Margarita, que produce 18 MMm³/d. Por su parte, el analista energético Francesco Zaratti, señaló que un pozo con una producción de 1 MMm³/d no cambia para nada el panorama de la industria gasífera del país.

"Boicobo es una esperanza, no está muy claro cuánto es la potencialidad. Se habla de 1 TCF, pero no se ha especificado si son reservas probadas, con un solo pozo es imposible decirlo, habrá que esperar mayor información", manifestó Zaratti.

Para Bernardo Prado, consultor energético, el mayor error de Bolivia ha sido no haber podido consolidar mercados alternos para el gas natural boliviano durante todos estos años, simplemente dedicarse a trabajar con Brasil y Argentina.
Falta transparencia
Un estudio de la Fundación Jubileo sostiene que en Bolivia no existe un marco claro para evaluar el uso de los ingresos por hidrocarburos. "La ausencia de este tipo de mecanismos ha servido para que autoridades nacionales, departamentales, municipales y universitarias utilicen estos ingresos fiscales para financiar proyectos de dudosa necesidad, descuidando la diversificación de la economía y profundizando el patrón extractivista nacional y local", señala la investigación.

Mientras que los vecinos regionales Argentina, Colombia, Ecuador y Perú son miembros de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas, Bolivia no lo es.

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Es muy prematuro saber el aporte que tendrá el pozo Boicobo Sur X1, según expertos

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Las pruebas en el pozo Boicobo Sur X1 resultaron exitosas, con una estimación de 1 trillón de pies cúbicos de gas Mauricio David Vasquez Carvajal Fuente: El Deber Antes de acabar el 2020, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que...

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#Litio 2: Diálogo, sustento técnico y participación

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Participaron 15 personas

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El descubrimiento fue celebrado por el presidente Luis Arce, quien dijo: "Esto es muy importante para nosotros los bolivianos, sabemos que no todas las fases de exploración son exitosas. Hay veces que una empresa puede tener éxito, como en este caso. Felicitamos a todo el equipo de YPFB".

Y es que, según Ríos, hay que esperar los resultados de las pruebas que determinen cuánto gas puede producir el pozo e identificar la forma de cómo se va a desarrollar ese campo. "Van a perforar uno o dos pozos más para analizar la presión. No se puede contar con Boicobo X 1 hasta que no tengamos las pruebas de largo plazo", dijo.

Mientras que los vecinos regionales Argentina, Colombia, Ecuador y Perú son miembros de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas, Bolivia no lo es.

FUENTE: EL DEBER

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Es muy prematuro saber el aporte que tendrá el pozo Boicobo Sur X1, según expertos

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El descubrimiento fue celebrado por el presidente Luis Arce, quien dijo: "Esto es muy importante para nosotros los bolivianos, sabemos que no todas las fases de exploración son exitosas. Hay veces que una empresa puede tener éxito, como en este caso. Felicitamos a todo el equipo de YPFB".

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Renta Hidrocarburífera para la Diversificación

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Renta Hidrocarburífera para la Diversificación

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Participaron 80 personas

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152 reproducciones

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SERIE: TRANSPARENCIA EN HIDROCARBUROS - Fundacion Jubileo

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Una buena práctica en Tarija La serie audiovisual Transparencia y Acceso a la Información en el sector Hidrocarburos ilustra, de manera resumida, los conceptos y el proceso que deben ser tomados en...

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42 asistentes

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Antes de acabar el 2020, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que las pruebas de formación en el pozo Boicobo Sur X1 resultaron exitosas, con una estimación de 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de recurso positivo de gas natural.

"El descubrimiento de un nuevo campo de gas como el pozo Boicobo Sur X1 con estos resultados, confirman la vocación hidrocarburífera del Subandino Sur. Es uno de los más importantes hallazgos en los últimos años y confiamos en el potencial de esta área exploratoria", manifestó en aquella ocasión Wilson Zelaya, titular de YPFB.

El descubrimiento fue celebrado por el presidente Luis Arce, quien dijo: "Esto es muy importante para nosotros los bolivianos, sabemos que no todas las fases de exploración son exitosas. Hay veces que una empresa puede tener éxito, como en este caso. Felicitamos a todo el equipo de YPFB".

A decir del exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos, es muy prematuro hablar del aporte que tendrán Boicobo X1 a la producción nacional de gas natural en los próximos cinco o siete años.

Y es que, según Ríos, hay que esperar los resultados de las pruebas que determinen cuánto gas puede producir el pozo e identificar la forma de cómo se va a desarrollar ese campo. "Van a perforar uno o dos pozos más para analizar la presión. No se puede contar con Boicobo X 1 hasta que no tengamos las pruebas de largo plazo", dijo.

Finalmente, Ríos afirmó que Boicobo no es un megacampo que va arrojar 20 o 18 MMm³/d, como Margarita, que produce 18 MMm³/d. Por su parte, el analista energético Francesco Zaratti, señaló que un pozo con una producción de 1 MMm³/d no cambia para nada el panorama de la industria gasífera del país.

"Boicobo es una esperanza, no está muy claro cuánto es la potencialidad. Se habla de 1 TCF, pero no se ha especificado si son reservas probadas, con un solo pozo es imposible decirlo, habrá que esperar mayor información", manifestó Zaratti.

Para Bernardo Prado, consultor energético, el mayor error de Bolivia ha sido no haber podido consolidar mercados alternos para el gas natural boliviano durante todos estos años, simplemente dedicarse a trabajar con Brasil y Argentina.
Falta transparencia
Un estudio de la Fundación Jubileo sostiene que en Bolivia no existe un marco claro para evaluar el uso de los ingresos por hidrocarburos. "La ausencia de este tipo de mecanismos ha servido para que autoridades nacionales, departamentales, municipales y universitarias utilicen estos ingresos fiscales para financiar proyectos de dudosa necesidad, descuidando la diversificación de la economía y profundizando el patrón extractivista nacional y local", señala la investigación.

Mientras que los vecinos regionales Argentina, Colombia, Ecuador y Perú son miembros de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas, Bolivia no lo es.

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Es muy prematuro saber el aporte que tendrá el pozo Boicobo Sur X1, según expertos

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Las pruebas en el pozo Boicobo Sur X1 resultaron exitosas, con una estimación de 1 trillón de pies cúbicos de gas Mauricio David Vasquez Carvajal Fuente: El Deber Antes de acabar el 2020, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que...

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Mas allá del gas, el potencial productivo de Uvas, Vinos y Singanis en Tarija

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Mas allá del gas, el potencial productivo de Uvas, Vinos y Singanis en Tarija

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SERIE MUJERES E HIDROCARBUROS / VIDEO 1 - Fundacion Jubileo

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El impacto de la actividad hidrocarburífera en la vida de las mujeres de la comunidad de Palos Blancos, la más próxima al campo Margarita. Este trabajo ha reunido a Fundación Jubileo y a la...

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Webinario: Situación de la Renta Petrolera en Bolivia | 💻📌 Webinario: Situación de la Renta Petrolera en Bolivia

#FundaciónJubileo
#Hidrocarburos | By Fundacion Jubileo | Facebook

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#FundaciónJubileo
#Hidrocarburos

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El descubrimiento fue celebrado por el presidente Luis Arce, quien dijo: "Esto es muy importante para nosotros los bolivianos, sabemos que no todas las fases de exploración son exitosas. Hay veces que una empresa puede tener éxito, como en este caso. Felicitamos a todo el equipo de YPFB".

Y es que, según Ríos, hay que esperar los resultados de las pruebas que determinen cuánto gas puede producir el pozo e identificar la forma de cómo se va a desarrollar ese campo. "Van a perforar uno o dos pozos más para analizar la presión. No se puede contar con Boicobo X 1 hasta que no tengamos las pruebas de largo plazo", dijo.

Mientras que los vecinos regionales Argentina, Colombia, Ecuador y Perú son miembros de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas, Bolivia no lo es.

FUENTE: EL DEBER

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Es muy prematuro saber el aporte que tendrá el pozo Boicobo Sur X1, según expertos

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El descubrimiento fue celebrado por el presidente Luis Arce, quien dijo: "Esto es muy importante para nosotros los bolivianos, sabemos que no todas las fases de exploración son exitosas. Hay veces que una empresa puede tener éxito, como en este caso. Felicitamos a todo el equipo de YPFB".

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Gobernanza y cadenas de suministro del Litio - Caso Uyuni

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Gobernanza y cadenas de suministro del Litio - Caso Uyuni

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