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A la izquierda Potosí y a la derecha Cochabamba, el río Caine es la frontera entre ambos departamentos...

9.1.11

Alza de precios redujo venta de diésel en 40% y gasolina en 15%

En cinco días de vigencia del decreto supremo 748, de “nivelación de precios de combustibles”, bajó la demanda de diésel y gasolina, especialmente en surtidores ubicados en las fronteras, según datos de YPFB Corporación.
“Antes del DS 748, se consumía 3.300.000 litros día de gasolina. Luego de su promulgación, bajó a 2.800.000. Se ahorró 500 mil litros día, un 15%”, y “en el caso del diésel, es más patético: hubo una disminución del 40%, se dejó de consumir 1.900.000 litros día”, reveló el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas.
“Si el DS seguía, al mes se hubiese dejado de consumir 13 millones de litros. Si ponemos un precio por litro de Bs 6,50, el país hubiese ahorrado al mes unos Bs 84 millones y al año Bs 1.016 millones; es decir $us 143 millones al año, eso es equivalente al total de la importación. Eso quiere decir que toda la importación de la gasolina se está yendo al contrabando porque esta reducción se da en las principales ciudades fronterizas”, precisó la autoridad.
¿Las gasolineras dejaron de pedir esa cantidad en menos de una semana? “Así es, en cinco días que estuvo vigente, las fronteras ya no tenían contrabando”, subrayó. Corresponde a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) hacer más control, a través de la asignación de cupos, acotó.
“Recién ahora hemos descubierto eso. Estamos importando igual para el contrabando, si no hubiese contrabando no tendríamos necesidad de importar gasolina. Tenemos capacidad de cubrir el mercado interno”. Sin embargo, no ocurre lo mismo con el diésel, aclaró que “seguiríamos importando pero un volumen menor. Ahora importamos 350 mil barriles mes de diésel, si cortaríamos este flujo, estaríamos importando la mitad. Una política en control de fronteras tiene que hacer el trabajo”, enfatizó.
Según información del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, que publicó esta semana un informe estadístico, el consumo promedio de diésel a nivel nacional, de enero a noviembre del año pasado (2010), fue de 3.689.124 litros día.
El presidente Evo Morales, reiteró, al abrogar el decreto, que la importación de gasolina y diésel costó $us 666 millones; de ese monto la subvensión fue de $us 380 millones, y $us 150 millones se estiman perdidos por el contrabando a países vecinos, donde los precios son más altos.
Los datos encontrados por YPFB explican porqué se ha ido incrementando la demanda de estos combustibles, pero no ocultan la falta de inversión en la exploración de petróleo y la declinación de la producción en los pozos petroleros, admitió Villegas.
“Se tiene que continuar con la exploración, pero si cortásemos esa salida, no sería tan dramático el efecto de la disminución de petróleo. Hay una declinación importante (baja producción de pozos que operan desde mediados del siglo pasado), pero hoy aparece como la catástrofe nacional”.

Sostenibilidad. Con los datos “descubiertos”, en relación a la producción nacional, se estaba importando el 55% de diésel y 5% de gasolina. Es decir que se produce en el país 45% de diésel y 90% de gasolina. La importación del diésel proviene desde la década del 80 del siglo pasado. ¿Si no importásemos, podríamos abastecernos de gasolina y diésel? “Si. En gasolina 100%, en diésel estaríamos todavía importando pero mucho menos”, afirmó Villegas. “Si no hubiese contrabando no tendríamos necesidad de importar gasolina. Tenemos capacidad de cubrir el mercado interno”, aseguró.

Datos de producción de líquidos
-En un boletín del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se señala que la producción de hidrocarburos líquidos (petróleo, condensado y gasolina natural) en noviembre del 2010 fue 43.742 barriles día, siendo este mes de los que mayor producción de hidrocarburos líquidos se reportaron.

-Del total producido, la empresa Petrobras Bolivia SA tiene una participación del 57%, con una producción promedio de 24.307 barriles día; seguida de Repsol YPF y Chaco SA, con una producción promedio de 7.773 y 5.076 barriles día, respectivamente; las otras  operadoras muestran volúmenes menores de producción.

‘Necesitamos exploración en petróleo crudo y gas natural’
Las estadísticas de YPFB Corporación muestran que las inversiones en el 2005 fueron de $us 246,8 millones, luego de la nacionalización creció a $us 384,9 millones el 2008, y el 2010 alcanzó los $us 800 millones. El presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, espera que se destine este año el 100% de la inversión programada en $us 1.751 millones, que da prioridad a la exploración ($us 351,4 millones) y a la explotación ($us 812 millones).
“El 2010 nos hemos dedicado a obtener resultados que aseguren el incremento en la producción. También trabajamos en un plan de exploración porque necesitamos petróleo crudo y gas natural”, precisó. La casa matriz tiene 2 áreas para explorar; son 6 las de asignación directa para las subsidiarias; 12 para YPFB-PetroAndina SAM; 9 están en proceso de firma de contrato y existen 32 áreas disponibles.
Villegas dijo que, desde mayo del 2006 hasta fines del 2007, época de suscripción de los  nuevos contratos y su respectiva protocolización, las inversiones “aseguraron solamente el mantenimiento de la producción, no hubo inversiones importantes”.
El 2010 “ocurrió un fenómeno que ha logrado romper esta inercia, este estancamiento de años anteriores. producto de la nacionalización y la no decisión firme de las empresas de hacer inversiones, en marzo suscribimos una adenda en el contrato de gas a la Argentina, donde aseguramos el mercado y las condiciones de pago. Eso significó el rompimiento de este estancamiento”.

YPFB recibe como mayorista ingresos por $us 64 millones

Uno de los ingresos de YPFB Corporación corresponde al margen de mayorista por la comercialización de combustibles que le genera un ingreso de 64 millones de dólares.
“Los ingresos por el margen mayorista son bajos porque están relacionados a la subvención. Compramos a un precio alto y vendemos a un precio bajo. Somos mayoristas, y como tal, especialmente los hidrocarburos producidos en Bolivia, tenemos un porcentaje que es para YPFB que está en un 2%, dependiendo de los valores de venta de los combustibles”, indicó el presidente de la estatal, Carlos Villegas.
YPFB tiene 10 estaciones de servicio, principalmente en las ciudades capitales. Están en proceso de construcción 17 estaciones de servicio, la mayoría proveerá de GNV (gas natural vehicular) a los usuarios. La inversión aproximada para construir un estación de servicio de GNV es de $us 250 mil.
Respecto a la entrega de los combustibles, ésta se realiza en las plantas de YPFB. “Vendemos volúmenes que se asignan previamente en el PRODE, y son cancelados previamente por las estaciones de servicio en bancos. Ahora está vigente el sistema llamado Tigres, un software que permite no sólo computarizar todo el proceso de compra y venta, también tener mecanismos de control”, dijo Villegas.
El PRODE es una instancia de producción y demanda donde participa la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y también YPFB.
La cabeza de esta instancia es la ANH, quien define y aprueba los cupos solicitados por las estaciones de servicio en cada distrito. “YPFB no es la que define los montos”, enfatizó Villegas. En la página web de la ANH no está publicada la información actualizada sobre las estaciones de servicio privadas en el país.

Una unidad controla a empresas subsidiarias

El control que ejerce YPFB Corporación sobre las empresas nacionalizadas se realiza a través de la Unidad de Seguimiento a las Empresas Subsidiarias, creada y ubicada en Santa Cruz.
“Tenemos un equipo de profesionales multidisciplinarios. Ellos recaban toda la información técnica, económica, legal, administrativa, la que pasa directamente a la parte ejecutiva de YPFB”, dijo el presidente de la petrolera estatal, Carlos Villegas.
“Por otro lado, tenemos control   a través de los directores de cada una de ellas. Son nombrados por el directorio de YPFB, y son representantes del presidente en cada uno de esos directorios. Ellos me informan lo que está pasando, y cruzo con la información de la Unidad de Seguimiento a las Empresas Subsidiarias”, precisó.
Las reuniones mensuales, con los equipos ejecutivos de las empresas subsidiarias, permiten hacer un “seguimiento al plan de inversiones para ver el comportamiento de la casa matriz y de cada una de sus empresas en las inversiones comprometidas.
No tienen autonomía, todas las decisiones que deben tomar siempre se hacen previa discusión en el directorio”. También hay una Junta Superior de Accionistas. YPFB casa matriz es empresa estatal y las empresas subsidiarias son SA y privadas, donde YPFB tiene participación mayoritaria.

Carlos Villegas: ‘Aceptada la conformación de la SAM para exploración’

Es Presidente de YPFB Corporación, afirma que la empresa, calificada de estratégica, tuvo un estancamiento en las inversiones destinadas a explorar y explotar gas y petróleo por efecto de la denominada nacionalización, y que recién en el 2010 se revirtió esta situación.

— ¿Cuáles son los avances en los cambios de contratos de operación a los de servicios?
— Los contratos de operación se van a quedar como tales porque son contratos de servicios. Para la exploración y explotación de nuevas áreas, vamos a tener nuevos contratos que se diferencian cualitativamente de los contratos de operación, que hacen referencia a la continuidad de producción; en cambio ahora empieza con exploración, si el resultado es positivo va a desarrollo y a producción.
— ¿Cuáles son las características de este nuevo contrato?
— Como nuestro objetivo es la exploración, tenemos que darles condiciones favorables a las empresas para que tomen la decisión de realizar inversiones en exploración. La propuesta, que fue aceptada por todas las empresas interesadas en exploración, es que ellas asuman todo el riesgo de la exploración. Si el resultado es negativo e invirtieron, por ejemplo $us 30 millones, asumen la perdida y si el resultado es positivo, la Sociedad Anónima Mixta (SAM), que se va a conformar posteriormente entre YPFB y la empresa privada, va a reconocer el 100% de la inversión en exploración. El segundo principio aceptado es la conformación de la SAM.
— ¿Cuál será la participación?
— YPFB va a tener una participación de 60% y las empresas de 40%. Puede darse que la participación disminuya hasta el 51%, según manda la Constitución Política del Estado.
— ¿A partir de cuándo?
— Es importante señalar las fases para no generar falsas expectativas en la población. Una fase previa son los convenios de estudio. La exploración dura de tres a cuatro años; la de desarrollo del campo otros tres años; y luego recién se ingresa en la fase de producción del campo.
— ¿Todas las empresas que están ahora en la fase de exploración llegarían a conformar las SAM?
— Por el momento, todos están interesados. Con PetroAndina tenemos una SAM (en fase de exploración en norte de La Paz); en Liquimuni se está analizando los resultados de la sísmica y este año termina con la localización del pozo de exploración.
— ¿Cuántos pozos se perforarán?
— Este año se van a perforar 15 pozos exploratorios, 26 pozos de desarrollo y vamos a tener 14 equipos de perforación.
— ¿Hay cambio en las empresas?
— Hemos estado bastante estancados por la nacionalización. Hoy, todas las empresas van a perforar. La fórmula central fue la adenda al contrato con Argentina.

5 petroleras solicitaron convenios de estudio
En el marco de las nuevas condiciones para atraer inversiones en exploración y explotación, YPFB Corporación indicó que cinco empresas solicitaron convenios de estudio, que les permitirán hacer un diagnóstico de exploración antes de que decidan invertir en la exploración y explotación.
Ya firmaron contrato con GTL Internacional SA para explorar en las áreas Río Beni, Cupecito, Ityacaray y Almendro. El documento fue enviado al Ministerio de Hidrocarburos y Energía para que lo envíe a la Asamblea Plurinacional con el fin de obtener su aprobación. En la misma situación está el contrato firmado con Eastern Petroleum Ltda.
YPFB Corporación prepara la documentación para la firma del contrato con Global de Bolivias SA, empresa que realizará un diagnóstico de exploración en las áreas Madre de Dios y Sayurenda. Por el momento, están en negociación los contratos con Pluspetrol Bolivia, para el área de Huacareta; y con Total E&P Bolivie-Gazprom, interesadas en el área Azero.

Mercado. “En mayo de este año vamos a inaugurar el gasoducto de integración Juana Azurduy. Su capacidad de transporte es de 32 millones de metros cúbicos diarios (mmcd), similar al gasoducto con Brasil”, señaló el presidente  de YPFB, Carlos Villegas. El objetivo es transportar 27,7 mmcd al mercado argentino. ¿Hay mercado? “Claro”, fue la respuesta del ejecutivo.
“Además, Argentina, aunque hay que esperar, va adjudicar la construcción del Gasoducto Noreste Argentino. Ambos países tenemos un Comité de Seguimiento de Inversiones, conformado por YPFB-Enarsa, Ministerio de Planificación argentino, y nos reunimos periódicamente para hacer seguimiento a las inversiones”.
A ese mercado, en el periodo 2010-2026, se realizará un incremento gradual. El 2011 se enviarán 7 mmcd, luego 9 y así hasta los 27.7 mmcd.

El 2011, la perforación de pozos irá de 15 a 41
El plan de exploración de YPFB Corporación determina que este año se perforarán 41 pozos, exploratorios (15) y de desarrollo (26). El 2010 se perforaron un total de 15 pozos.
El presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, destacó que se busca incentivar la actividad exploratoria e incrementar las reservas probadas del país. Según la última certificación, el 2005, Bolivia tenía 12,88 TCF (trillones de pies cúbicos) de reservas probadas.
“No hay que crear falsas expectativas en la población. La nueva producción no se va a dar el próximo año. La fase de exploración toma de 3 a 4 años. Esto en el caso de pozos profundos y similar en los pozos someros”, subrayó.
En la fase de exploración, si son exploraciones profundas en el subandino (sur de Bolivia), donde se perfora unos 6.000 metros, esta actividad tiene una duración de un año. Si tienen un resultado positivo, la empresa  presenta una solicitud de declaratoria de comercialidad. Se precisa tres pozos exploratorios exitosos.
Luego viene la fase de desarrollo, aquí la empresa tienen que hacer una declaratoria de comercialidad. Se conforma la SAM. En este periodo, se construye la planta de procesamiento de gas; esto dura un par de años. Luego se construyen las líneas de recolección, oleoductos y gasoductos (un año). Después viene la producción del pozo.

Svetlana Salvatierra, publicado en El Financiero 9 enero 2011

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