Energía en Bolivia

Los Tiempos • 4 campos proveen 77% del gas y se agotarán entre 2022 y 2030

Más del 77 por ciento de la producción de gas natural en Bolivia viene de los campos Margarita-Huacaya, Sábalo, Incahuasi y San Alberto, pero los expertos dicen que esta dependencia no durará más de 10 años. El Gobierno, en tanto, destaca las inversiones para subir la producción.

Según datos de YPFB, procesados por la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, entre enero y agosto de 2019, Margarita-Huacaya produjo 14,1 millones de metros cúbicos día (MMm3), igual al 32,83 por ciento de la producción total de 45,9 MMm3d.

Sábalo dotó 10,1 MMm3d (23,52%), Incahuasi y Aquío, 5,9 (13,75%) y San Alberto 3,2 (7,48%). El resto de los campos, que suman aproximadamente 60, producen 9,7 MMm3d (22,64%).

En opinión del exministro de Hidrocarburos, Guillermo Tórrez, hubo un manejo político del rubro y fruto de ello no se descubrió un solo megacampo en los últimos 13 años. Además, los trabajos de exploración que se desarrollan actualmente son insuficientes para reponer reservas, acelerar la explotación y cumplir los contratos a cabalidad.

“Así se hallara un megacampo en un año, no creo”, dijo, al advertir que Brasil y Argentina no demandan el volumen acordado porque saben que Bolivia no podrá cumplir.

Según el especialista en hidrocarburos, Daniel Zenteno, Bolivia podrá abastecer su demanda de gas con los cuatro megacampos sólo hasta 2030. Hasta ese entonces, San Alberto y Sábalo habrán dejado de producir.

“La parte exploratoria ha sido muy negativa. En 13 años no se hizo un solo descubrimiento, eso es un fracaso”, dijo Zenteno.

En tanto, el exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos señaló que los mencionados megacampos fueron descubiertos hace 12 y 15 años y después no se descubrió otro que permita sustituir San Alberto y Sábalo que están en declinación.

Ríos añadió que Margarita-Huacaya empezará a declinar en aproximadamente tres años más y que si hasta ese momento no hay un descubrimiento importante surgirán inconvenientes en la exportación de gas.

EXPECTATIVA POR 3 POZOS PERFORADOS

Según la rendición pública de cuentas parcial 2019 del Ministerio de Hidrocarburos, actualmente se perforan Jaguar-X6, Sipotindi-X1 y Ñancahuasu-X1, y otros seis, entre ellos Boyui-X2, son categorizados de exitosos.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos pide “cruzar dedos de manos y pies” para que los pozos que se perforan sean positivos y el país obtenga otro megacampo “que dé un nuevo horizonte de producción”.

Indicó que habrá que esperar al menos 18 meses para conocer los resultados.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190927/4-campos-proveen-77-del-gas-se-agotaran-2022-2030

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Página Siete • La planta Sábalo sube su producción de gas natural

Con una inversión de 113 millones de dólares para la instalación de un sistema de compresión, YPFB incrementará la producción de gas natural de la planta Sábalo en 2,1 millones de metros cúbicos día (MMmcd).

En la actualidad, la producción del segundo campo gasífero más importante del país, ubicado en el departamento de Tarija, es de unos 12 MMmcd.

“Este sistema no sólo permite elevar la producción de este campo para 2020, sino que, además, amplía el horizonte de producción a largo plazo”, dijo el titular de YPFB, Óscar Barriga.

Al elevar su desempeño productivo, el campo Sábalo se convertirá en una de las fuentes más importantes para la exportación de gas natural, gracias a un plan de optimización de YPFB, que viabiliza el aprovechamiento de sus compresores y generadores.

La puesta en marcha de este sistema de compresión y el aumento de producción de Sábalo permite proyectar, a precios actuales, una renta petrolera de 3.000 millones de dólares para los próximos 17 años (2036).

De ese monto, 1.936,4 millones corresponden a Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías y participación al TGN, a los que se suman 912,7 millones para YPFB y 27,2 millones para el pago de los impuestos.

La inversión histórica en el campo asciende a 1.075 millones de dólares. Entre 2006 y agosto de 2019, los recursos alcanzaron los 747 millones de dólares.

Sábalo es operado por Petrobras Bolivia, que posee una participación accionaria del 35%, en sociedad con YPFB Andina (50%), y la transnacional Total E&P Bolivie (15%).

Fuente: https://www.paginasiete.bo/economia/2019/9/26/la-planta-sabalo-sube-su-produccion-de-gas-natural-232164.html

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Los Tiempos • Bolivia y Mato Grosso acuerdan estudio de venta de electricidad

Bolivia y la Gobernación del estado de Mato Grosso suscribieron ayer un memorando de estudio de entendimiento para la exportación de energía eléctrica y cloruro de potasio a ese estado brasileño.

El documento fue suscrito por el ministro de Energías, Rafael Alarcón Orihuela, y el gobernador del estado brasileño de Mato Grosso, Mauro Mendes Ferreira, en instalaciones de la planta termoeléctrica de Warnes de ENDE Andina.

El acuerdo establece que Bolivia, a través de ENDE, expresa su oferta de instalar una planta de generación termoeléctrica a gas natural de entre 60 y 90 megavatios (MW), en San Matías, Bolivia, para el suministro de electricidad a Mato Grosso.

Asimismo, añade el documento, Bolivia realizará la inversión y ejecución de una línea de transmisión desde la citada termoeléctrica hasta la frontera o, previo acuerdo entre partes, hasta la subestación del país vecino.

Las partes analizarán las alternativas de suministro de para una entrega firme o de oportunidad, así como los mecanismos a través de los cuales se incorporará y comercializará dicha energía.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190926/bolivia-mato-grosso-acuerdan-estudio-venta-electricidad

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El Deber • YPFB justifica menor venta de gas y Argentina aumenta envíos a Chile

Los números indican que durante los primeros quince días de agosto la exportación de gas natural a Brasil no superó los 14 millones de metros cúbicos día (MMm3/d), mientras que Argentina en similar periodo solo en dos ocasiones demandó 19 MMm3/d para luego estacionarse en 17 MMm3/d. Para YPFB, estas nominaciones corresponden al actual escenario energético de la región.

Sin embargo, uno de nuestro principales compradores; Argentina, está consolidando su presencia en el mercado chileno al aumentar sus exportaciones de gas natural.

La demanda de gas boliviano

De acuerdo con el Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero de YPFB las exportaciones de gas a Brasil estuvieron lejos de la demanda mínima que es de 25 MMm3/d, porque la demanda del mercado brasileño no requirió, los primeros quince días de agosto de 2019, más de 14 MMm3/d.

Los envíos oscilaron entre los 13,43 y los 13,62 MMm3/d. Lejos quedaron los 33,9 MMm3/d que en 2015 se enviaron a Brasil o los 21MMm3/d que el año pasado se vendieron a dicho país.

Desde YPFB explicaron que hay que entender que las nominaciones, de agosto, corresponden a Petrobras y que hoy más que nunca, el mercado brasileño del gas va más allá de Petrobras.

“El ejemplo más concreto es la reciente firma con Comgas, la mayor distribuidora de gas de Brasil, para suministrarle inicialmente 5 MMm3/d. En la misma línea, se han firmado acuerdos con Ambar y Acron y se están encaminando otros con Compagas, Gas Brasiliano, MS Gas, SC Gas, Soul Gas, MT Gas y Camazari, entre otras empresas, por un volumen estimado de provisión global de más de 36 MMm3/”, dijeron desde Yacimientos.

En cuanto a la demanda Argentina que en 2016 nominó 16,4 MM m3/d, desde Integración Energética Argentina S.A (Ieasa) explicaron que luego de la modificación de la cuarta adenda en febrero de 2019 la compra de gas natural para el periodo junio-agosto era de 18 MMm3/d, mientras que para septiembre la misma bajará a 11MMm3/d. Algo que para el analista en hidrocarburos, Marcelo Campero, es una muestra de que Argentina ya no depende del gas boliviano y que busca otras alternativas.

Exportación a Chile

Se pudo saber que la Resolución 417/19 del 26 de julio (que establecía nuevas pautas para la auto rización de exportaciones de gas natural), mediante la disposición 168/2019, el Gobierno argentino estableció ayer las condiciones para autorizar exportaciones de gas bajo condición firme (no interrumpible) a Chile.

El volumen máximo de exportación bajo esta modalidad será de 10 MMm3/y los permisos se otorgarán para el periodo entre el 15 de septiembre de 2019 y el 15 de mayo de 2020. Durante el primer semestre de 2019 Argentina exportó un promedio de 5,9 MMm3/d, sumando los envíos a Chile, Brasil y Uruguay.

Para Herland Soliz, secretario de Hidrocarburos, Energía y Minas de la Gobernación de Santa Cruz, de momento, la reducción de las exportaciones de gas natural continuará hasta diciembre, a no ser que se consoliden nuevos compradores, la situación para el 2020 será, según su opinión, aún más crítica para el sector energé- tico y la económica boliviana.

Fuente: https://eldeber.com.bo/150107_ypfb-justifica-menor-venta-de-gas-y-argentina-aumenta-envios-a-chile

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Página Siete • Pese a inversiones, refinerías producen como hace 13 años

Pese a haber invertido más de 670 millones de dólares durante 12 años para las mejoras de las dos principales refinerías del país -Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell-, éstas redujeron su capacidad de procesamiento por la baja entrega de gas natural y producen un volumen similar al de 2006.

De acuerdo con los datos históricos del Ministerio de Hidrocarburos y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la capacidad de procesamiento de las factorías está en descenso.

Con base en los únicos informes oficiales disponibles y a falta de datos actualizados, se sabe que el promedio de producción durante los dos primeros meses de este año registró 48.575 barriles por día (BPD), un volumen parecido al promedio anual de 2006, con 48.370 BPD. El año pasado el promedio de 12 meses fue de 52.752 BPD (ver gráfica).

Los registros de la ANH reflejan que, por ejemplo, la refinería Gualberto Villarroel, en Cochabamba, tuvo una menor entrega durante enero y febrero pasado, con un promedio de 26.436 BPD.

La factoría fue ampliada para procesar un total de 40.200 BPD, por lo que es considerada la planta de refinación con mayor capacidad de procesamiento de petróleo en el país. Fue construida en 1948 y posee dos Unidades de Reformación Catalítica.

En el caso de Guillermo Elder Bell, en Santa Cruz, procesó 20.056 BPD en el periodo antes mencionado, cuando en realidad tiene una capacidad instalada para procesar 24.600 BPD.

La pasada semana, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, dijo que en 12 años el Estado hizo la mayor inversión de la historia en el eslabón refinero.

“Hemos hecho una inversión de cerca de 670 millones de dólares en las dos refinerías de propiedad de YPFB, Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel”, manifestó la autoridad.

De acuerdo con los cuadros del ministerio, los años que más dinero se destinó fueron 2013, con 170 millones de dólares; en 2014, con 176,5 millones, y 2015, con 125 millones de dólares.

No obstante, el experto Hugo del Granado mencionó que los recursos fueron destinados con el objetivo de reducir la subvención a los hidrocarburos, ya que se tenía que procesar una mayor cantidad de líquidos.

“Hay una capacidad ociosa del 30% en las refinerías”, enfatizó, antes de agregar que esto se debe a la menor extracción de gas natural, que hasta agosto alcanzó un total de 46,5 millones de metros cúbicos/día (MMmcd), lo que en años anteriores superaba con facilidad los 60 MMmcd.

Bolivia tiene un contrato de compra-venta de gas con Brasil por 30 MMmcd, pero desde fines de 2018 se envía un promedio de 14 MMmcd, debido a su mayor producción en su presal.

Los antecedentes

  • Reclamo. En julio pasado, los trabajadores de YPFB Refinación cuestionaron a las autoridades de Gobierno por no enfrentar y aplicar políticas contra la caída en la producción de líquidos en las refinerías.
  • Posición. En esa misma fecha, la estatal YPFB argumentó que el descenso se debe a las bajas nominaciones que hace uno de sus mercados, Brasil.
  • Subsidio. A julio pasado, la importación de combustibles (gasolina y diésel) sumó un total de 959,8 millones de dólares, según reportes del IBCE. Mientras que las exportaciones bajaron hasta llegar a un total de 1.551,8 millones de dólares. El monto es inferior a los recursos obtenidos en otras gestiones.

Fuente: https://www.paginasiete.bo/economia/2019/9/25/pese-inversiones-refinerias-producen-como-hace-13-anos-232018.html

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Página Siete • El superávit energético se acorta por importación de combustibles

El superávit energético del país se acorta debido a la caída en la exportación de gas natural y el incremento en la importación de combustibles. A julio de 2019, el excedente registra una diferencia positiva de apenas 592 millones de dólares. La diferencia entre la exportación de gas natural y la importación de combustibles marcan el superávit o déficit energético.

Entre enero y julio de este año, el país vendió gas por un valor de 1.551,8 millones de dólares, monto inferior en 17% respecto a un periodo similar de 2018, según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), sistematizados por el Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE).

En contraposición, las importaciones no detuvieron su ascenso: hasta julio pasado, las compras de gasolina y diésel sumaron 959,8 millones de dólares.

Las cifras muestran que la brecha entre ventas y compras se sitúa sólo en 592 millones de dólares. Expertos advierten que, con estos números, se corre el riesgo de que en los siguientes meses se registre un déficit energético en la balanza comercial del área.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que Bolivia tuvo un ciclo “espectacular” de bonanza económica con ingresos rentistas, basado más que todo en la venta de gas a los mercados de Brasil y Argentina.

Recordó que fruto de los altos precios internacionales del energético entre 2007 y 2014, y de los mayores volúmenes enviados a los dos mercados vecinos, hubo grandes ingresos. No obstante, las importaciones de combustibles tienen relación directa con la base de cotizaciones internacionales del petróleo.

En ese contexto, manifestó que por la reducción en la producción de petróleo y condensado, asociado al gas natural, Bolivia cada vez importa mayores volúmenes de diésel y gasolina.

Por ejemplo, el superávit energético en 2010 registró 2.190 millones de dólares; en 2011, era de 2.904 millones de dólares; en 2012, de 4.372 millones; y en 2013 y 2014, en cada gestión se situó en 5.007 millones de dólares.

Sin embargo, a partir de 2015 los precios y volúmenes de las exportaciones de gas natural se redujeron de forma significativa y, en paralelo, las importaciones de diésel y gasolina subieron sustancialmente. Esto hizo que el superávit energético caiga de modo estrepitoso: en 2018 cerró con 1.744 millones de dólares.

“¿Qué hacer para tratar de revertir esta coyuntura luego del periodo electoral y a partir de enero 2020? El país necesita dólares de exportación urgentemente”, enfatizó Ríos.

En su criterio, entre las medidas para revertir esta situación, en un sector imprescindible para la economía, está la elaboración de una legislación y regulación inmediata para incentivar la nueva producción de petróleo en campos pequeños y maduros.

Con esta medida se puede obtener en breve plazo entre 5.000 a 6.000 barriles por día de petróleo, lo que disminuirá la importación y “dará vida” a las refinerías, que desde hace varios meses redujeron su producción.

La otra sugerencia de Ríos es negociar un contrato de gas “plano” (sin el pico de 100% invierno) con Argentina, y contratar toda la capacidad de producción restante con Petrobras y otros mercados en Brasil, luego de abastecer la demanda interna.

Para el analista Hugo del Granado no sería ninguna sorpresa para nadie que la balanza comercial energética de Bolivia se revierta por dos razones: primero, porque el nivel de exportación se redujo y porque no se negociaron nuevos mercados de venta.

“Todos los anuncios de que se iba a vender gas a Uruguay, Paraguay o Perú no tienen resultado y a los mercados que se pretenden ingresar son muy pequeños. Deberían centrar su atención en lograr un acercamiento con Chile, que es más grande que los tres anteriores juntos”, afirmó.

Citó que esta situación hizo que la alimentación a las refinerías baje y que su operación sólo alcance al 70% de su capacidad, por lo que 20.000 barriles por día no se usan por falta de materia.

“Ambos factores hacen que se acerquen peligrosamente los niveles de exportación a los de importación, por lo tanto, se profundiza el déficit comercial, debido al incremento de la importación de carburantes”, analizó.

La única posibilidad de revertir esta situación y evitar un déficit energético es elevar la producción, aumentar las reservas, hacer un ajuste en la política exploratoria y reemplazar la matriz energética, ya que los biocombustibles son “paliativos”.

El exministro de Hidrocarburos Carlos Miranda apuntó que “el problema con Arabia Saudita hace prever un petróleo crudo de más de 70 dólares por barril. Que la balanza se vuelva negativa es inevitable. Esta situación, en tres o cuatro años, será una terrible sangría a la economía. Se debe disminuir el consumo de diésel y gasolina, y con las reservas de gas menguadas, es mal negocio vender electricidad con plantas termoeléctricas”.

Fuente: https://www.paginasiete.bo/economia/2019/9/24/el-superavit-energetico-se-acorta-por-importacion-de-combustibles-231907.html

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Nexo • El impacto ambiental de las represas hidroeléctricas amazónicas

Desde la década de 2000, varios artículos científicos han llamado la atención sobre el impacto ambiental de las plantas hidroeléctricas. En algunos casos, dicen los expertos, pueden ser aún más contaminantes que los termoeléctricos.

Una opinión generalizada es que las plantas hidroeléctricas son una fuente de energía limpia porque no tienen que quemar combustibles como el carbón, el petróleo o el gas natural para producir energía, como lo hacen las plantas termoeléctricas.

En 2002, un estudio pionero realizado por investigadores de la Coordinación de Programas de Ingeniería de Posgrado en la Universidad Federal de Río de Janeiro indicó que las represas en las centrales hidroeléctricas eran responsables de producir cantidades significativas de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso. Según los científicos, había tres factores detrás de la aparición de estos gases:

  • La descomposición de la vegetación inundada por las aguas estancadas en el proceso de construcción de la planta.
  • la producción de CO 2 por las algas que aparecen en los lagos de hidroeléctrica y descomponer los materiales orgánicos
  • La constante renovación de los materiales orgánicos que traen los ríos y la lluvia.

En 2016, otro trabajo de investigadores brasileños y extranjeros se centró en el impacto de las represas hidroeléctricas. Desarrollado por cinco investigadores, el estudio estimó que 18 nuevos lagos diseñados para la región amazónica podrían liberar hasta 21 millones de toneladas de metano y 310 millones de dióxido de carbono en 100 años. La encuesta señaló los mismos factores de la encuesta de 2002 como responsables de las emisiones de carbono.

Dado que el metano es 32 veces más eficiente en la retención de calor que el dióxido de carbono, las emisiones de estas plantas podrían ascender a 982 millones de toneladas de dióxido de carbono en el peor de los casos, y 369 millones de toneladas, En el mejor marco.

Cómo minimizar este impacto

Un nuevo artículo muestra cómo ciertas represas hidroeléctricas en el Amazonas pueden emitir menos carbono mientras generan más energía. Encabezado por Rafael M. Almeida, investigador brasileño del Departamento de Ecología y Biología Evolutiva de la Universidad de Cornell en los Estados Unidos, el documento subraya la importancia de coordinar la instalación de plantas en la región para minimizar las consecuencias ambientales negativas.

"Si desarrolla estas represas de una en una sin planificación estratégica, y así es como se desarrollan habitualmente, existe una pequeña posibilidad de que tenga una solución ideal", dijo el investigador a Nature Communication.

Utilizando un modelo de computadora que usa inteligencia artificial, el equipo analizó varias configuraciones de plantas en la región para comprender en qué condiciones habría una mayor eficiencia en términos de calentamiento de las emisiones de gases. Los investigadores examinaron un total de 158 plantas existentes y 351 planificadas, no solo en Brasil, sino también en Perú, Bolivia, Colombia y Ecuador.

Uno de los hallazgos clave del estudio es que las plantas hidroeléctricas en áreas más altas tienden a ser menos dañinas para el medio ambiente. Ya las plantas en las zonas bajas tienen mayor impacto. Una de las razones destacadas por el trabajo es que en lugares más altos el área de inundación puede tener una extensión más pequeña.

Entre los proyectos estudiados en la región amazónica, los expertos descubrieron que las plantas ubicadas en áreas más bajas pueden producir hasta diez veces más carbono que un generador de energía termoeléctrica a carbón. Un ejemplo de una planta de energía contaminante es la presa Balbina, inaugurada en Presidente Figueiredo, Amazonas, en 1989.

Según el estudio, de las 351 plantas propuestas en los cinco países de la región, el 65% se encuentra en áreas bajas, definidas como alturas de hasta 500 metros sobre el nivel del mar, y el 35% se encuentra en regiones superiores a 500 metros sobre el nivel del mar.

En Brasil, un pequeño número de proyectos se encuentran en áreas elevadas, la mayoría de ellos en Perú, seguidos de Ecuador y Bolivia. Debido a las características topográficas de la región, la gran mayoría de las plantas propuestas en la Amazonía brasileña se encuentran en zonas de baja altitud.

Fuente: https://www.nexojornal.com.br/expresso/2019/09/23/O-impacto-ambiental-das-hidrel%C3%A9tricas-da-Amaz%C3%B4nia?utm_medium=Social&utm_campaign=Echobox&utm_source=Twitter#Echobox=1569277918

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Los Tiempos • YPFB anuncia la vente de 800 Tm día de GLP a Brasil y Perú

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, anunció la firma, en las próximas semanas, de contratos para la exportación de cerca de 800 toneladas métricas de gas licuado de petróleo (GLP) a Brasil y Perú, con lo que casi se estaría duplicando la cantidad de este combustible exportado actualmente.

Recordó que en agosto pasado, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmó un contrato con la empresa distribuidora de Gas Licuado de Petróleo (GLP) Copagaz, asentada en Matto Grosso-Brasil, de compra-venta de un volumen de hasta 72.000 toneladas métricas por año de GLP.

“Es el contrato de exportación más importante y a un país al que no se estaba llegando”, resaltó ayer el Ministro durante una entrevista con la red de medios estatales.

Según la autoridad estatal, estos son los resultados y el objetivo de las “fuertes” inversiones realizadas en la refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, para que se convierta en un centro de distribución, almacenamiento y exportación de GLP hacia Brasil, y a través de los poliductos OSA 1 y 2 que llegan a La Paz y a Perú.

“Queremos que el HUB, el centro de distribución para la exportación de GLP para Brasil y Perú, sea Santa Cruz, sea la refinería Elder Bell”, remarcó Sánchez.

La semana pasada, el Gobierno entregó nuevos tanques de almacenamiento y la adecuación del parque de esferas de almacenaje de gasolina liviana, gas licuado de petróleo (GLP) e isomerado, en la refinería ubicada en Palmasola.

Ambos proyectos demandaron una inversión de $us 41,8 millones y permitirá ampliar la capacidad de almacenaje de nuevas gasolinas y convertir a la refinería en un “Hub de GLP”.

La refinería Guillermo Elder Bell contaba con una capacidad de procesamiento de 24.600 barriles de petróleo crudo por día, con la implementación de estos proyectos tiene la capacidad para la producción de volúmenes incrementales de productos intermedios y terminados.

“Hemos hecho un trabajo muy bueno, no solamente en exploración, producción, sino en este eslabón que es muy importante en la cadena de los hidrocarburos, que es la refinación”, remarcó Sánchez.

El Ministro explicó que YPFB garantiza 850 toneladas métricas día de GLP para el consumo del mercado interno y exporta hoy una cantidad similar de GLP.

“Exportamos de 800 a 900 toneladas métricas día a cuatro países. Visualizamos que en poco tiempo, en los próximos meses, podremos exportar otras 800 a 900 toneladas métricas día de GLP. Prácticamente en los próximos meses Bolivia duplicará la exportación de GLP”, manifestó.

Agregó que estos logros se deben a que YPFB es cada vez más competitivo. “Vamos a ser socios de Petroperú, porque hay una decisión entre presidentes ministros y empresas de que YPFB pueda comercializar el GLP en Perú, entre otros aspectos”, precisó la autoridad.

UN MILLÓN DE CONEXIONES DE GAS

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó ayer que en las próximas semanas se llegará al millón de conexiones de gas domiciliario en el país, lo que significa que ese servicio beneficiará a 5 millones de bolivianos, calculando un promedio de cinco integrantes por familia, equivalente a 50% de la población.

Resaltó que la subvención estatal al gas domiciliario cumple un papel preponderante en la masificación de este servicio básico para los bolivianos. “Este subsidio es de cerca de 1.000 dólares por conexión en el área urbana y de 1.500 dólares por conexión en el área rural”, precisó Sánchez.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190923/ypfb-anuncia-venta-800-tm-dia-glp-brasil-peru

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Los Tiempos • Venta a Brasil empieza con 60 MW pero la sostenibilidad está en duda

La exportación de energía eléctrica a Brasil, anunciada hace más de tres años, comenzará con 60 megavatios (MW) con destino a Cuiabá, estado que, según el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Joaquín Rodríguez, ha mostrado interés para la construcción de un sistema de interconexión y una planta generadora que estará ubicada en el municipio cruceño San Matías.

Rodríguez también indicó que la construcción de la línea de transmisión Juana Azurduy de Padilla, que se conectará con Argentina, estará concluida en octubre próximo y que, de manera inmediata, comenzará la exportación de 120 MW.

Expertos en el tema destacan el hecho de exportar energía eléctrica, puesto que la generación en Bolivia supera los 3.000 MW y duplica la demanda interna (1.600 MW en su pico más alto), pero cuestionan la sostenibilidad del negocio al tomar en cuenta que tanto Brasil como Argentina aumentan su demanda, pero también su generación.

Rodríguez informó que ENDE y Cuiabá trabajan para sentar las bases de construcción de una interconexión que permitirá, en una primera etapa, proveer 60 MW con la posibilidad de ampliación.

Indicó que, para ello, existe el propósito de ampliar la planta de generación de San Matías -que abastece el consumo local- con la finalidad de exportar. Rodríguez ratificó el interés de Cuiabá y anunció la visita del Gobernador de ese Estado brasileño a

Bolivia el próximo miércoles para firmar un memorando de entendimiento que permita avanzar en el proyecto.

“Los estudios técnicos nos dirán las condiciones de la interconexión, el nivel de tensión, el punto de conexión más adecuado, cuáles son los aspectos operativos de esa línea y, por supuesto, qué características debe tener nuestro proyecto para que sea compatible con el sistema eléctrico brasileño”, explicó Rodríguez.

El presidente de ENDE también anunció que la línea de transmisión Juana Azurduy de Padilla, que interconectará Bolivia con Argentina, concluirá en octubre próximo y que, de manera inmediata, se iniciará la exportación de 120 MW.

Precisó que se construirá un total de 280 torres y que actualmente, cada día, se construye entre dos y tres torres para después dar paso al tendido eléctrico.

¿Sostenibles?

En opinión del analista en energías, Francesco Zaratti, el hecho de que se exporte energía eléctrica es una buena noticia, pero queda la duda si la exportación a Argentina y a Brasil sea sostenible. Lo más probable es que sólo sean envíos temporales para cubrir los déficits de horarios.

“Sobre Brasil, mis dudas son aún mayores. No tenemos un sistema interconectado, las distancias son mayores, la diferencia de ciclaje es un ulterior obstáculo y no veo una necesidad imperiosa de Brasil”, explicó el especialista.

Por su lado, el exsecretario de Hidrocarburos y Energía de la Gobernación de Santa Cruz, José Padilla, considera que Bolivia tendrá inconvenientes para consolidar la exportación debido a la falta de contratos firmados con mercados potenciales como Argentina, Brasil y Paraguay, algo que, según él, tampoco permitió la construcción de líneas de transmisión.

30 MM de dólares por año es el ingreso estimado por la exportación de 120 MW de energía eléctrica a Argentina, según el Ministerio de Energías.

DATOS

Aumento de líneas de transmisión. ENDE reporta que entre 2012 y 2019 construyó 2.703 kilómetros de líneas de transmisión en el país.

Aumenta la generación. La inauguración de los ciclos combinados de las termoeléctricas Del Sur, Entre Ríos y Warnes adicionan cerca de 1.000 MW a la oferta.

Energías alternativas generan 193 MW. La generación de energía eléctrica a partir de fuentes alternativas registra un notable incremento. Las tres plantas solares generan 115 MW. Las cinco plantas de biomasa generan 51 MW.

COBERTURA LLEGA AL 93% DE POBLACIÓN

Según datos de ENDE, la cobertura eléctrica alcanza a un 93 por ciento de la población boliviana. Las áreas urbanas tienen una cobertura del 99 por ciento, mientras que las rurales del 80 por ciento.

ENDE resalta el trabajo realizado a partir de la nacionalización de las empresas estratégicas, ya que en 2010 la cobertura eléctrica era del 79 por ciento a nivel nacional, mientras que en 1995 era del 56 por ciento. En ese año, el área rural sólo tenía un 16 por ciento.

ADECUARÁN NORMAS PARA USO DE AUTOS ELÉCTRICOS

JOSUÉ HINOJOSA

El presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad, Miguel Castedo, durante el II foro denominado “Políticas energéticas y nuevas tecnologías”, realizado el pasado jueves en Santa Cruz, señaló que existen cambios en el sistema eléctrico boliviano y que es necesario trabajar en el uso de vehículos eléctricos y medidores inteligentes.

El Gobierno nacional anunció trabajar en cambios en la normativa para viabilizar el uso de esos productos.

Castedo afirmó que el sector privado acompañará el trabajo que lleva a cabo el sector público para que ambos puedan adaptarse a los cambios con la finalidad de prestar un buen servicio.

Por su parte, el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Joaquín Rodríguez, afirmó que los vehículos eléctricos son una nueva demanda en Bolivia y que por ello el Gobierno tendrá que “hacer modificaciones regulatorias, normativas, que nos permitan adecuar los sistemas, especialmente los sistemas de distribución a esas nuevas demandas”.

Rodríguez mencionó, además, que el Gobierno nacional trabaja, en la parte política, en generar un mecanismo de incentivos que permita la incorporación de vehículos eléctricos al sistema de transporte público.

Desde hace dos años, la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) de Santa Cruz incursionó en la fabricación de autos eléctricos.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190923/venta-brasil-empieza-60-mw-pero-sostenibilidad-esta-duda

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Los Tiempos • Hidrocarburos: piden cambiar ley e invertir $us 8.500 millones en exploración

En medio de un escenario complejo debido a la caída de la producción de gas, expertos consideran indispensable incrementar las actividades de exploración de hidrocarburos, para lo cual será necesaria la aprobación de una nueva ley que regule al sector y que incorpore incentivos a la actividad exploratoria. Uno de los especialistas propone, incluso, destinar 8.500 millones de dólares a la búsqueda de nuevos reservorios.

Pese a las críticas, el Gobierno destaca el interés de empresas extranjeras que ven en Bolivia seguridad jurídica, alta prospectividad y buenos mercados para el gas.

El exsecretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, José Padilla, señala que la Ley de Hidrocarburos 3058 del 17 de mayo de 2005 no fue ajustada a la Constitución Política del Estado (CPE), que se puso en vigencia a partir de 2009. Considera que existen vacíos en la ley y que ello restringe la inversión en exploración.

Padilla cuestiona que las reservas de gas no hubieran sido repuestas durante el gobierno de Evo Morales. Por ello, considera necesario convertir las reservas probables y posibles en probadas. Para ello, dice, es fundamental destinar 8.500 millones de dólares a la actividad exploratoria, algo que se conseguirá haciendo más atractiva la Ley de Hidrocarburos.

Según el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, la aplicación de “parches a partir de 2009”, con decretos y resoluciones ministeriales, “no dan la suficiente seguridad jurídica a las empresas para que puedan venir a Bolivia”.

Afirma, además, que se debería retomar la obligatoriedad de reposición de reservas que contemplaba la antigua Ley de Hidrocarburos (de Gonzalo Sánchez de Lozada), es decir que, si las operadoras explotaban, tenían la obligación de reponer a través de la exploración.

Velásquez dice que se debe crear una normativa atractiva a la inversión. Pone en cuestión el régimen fiscal del 50 por ciento aplicado a las operadoras y señala importante debatir ese aspecto y, posiblemente, reducir la carga impositiva en una primera etapa del proyecto.

Por su parte, Claudia Cronenbold, presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), en declaraciones a este medio el 20 de agosto, señaló que el país necesita una visión más comercial, sobre todo por los cambios en el mercado del gas que exigen ser competitivos.

“Necesitamos invertir más en exploración, necesitamos condiciones para atraer inversión privada y poder hacer alianzas público privadas y necesitamos trabajar juntos, el sector público y privado, porque tenemos muchas oportunidades para capturar”, dijo.

Entre 1999 y 2020 se perforó la mayor cantidad de pozos exploratorios debido a la apertura del mercado brasileño

HAY INTERÉS DE INVERTIR EN BOLIVIA

Durante el Foro Internacional de Gas, Petroquímica y Combustibles Verdes, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, declaró a Los Tiempos que hay un conglomerado de empresas interesadas en invertir y prestar servicios en Bolivia, ya que “apuestan por la seguridad jurídica, la alta prospectividad y buenos mercados”, destacando así la normativa que rige al sector hidrocarburos.

“Si el mercado brasileño demanda mucho gas, obviamente que, de una forma natural, se van a hacer más inversiones en Bolivia para aumentar las reservas, para aumentar producción y para cumplir nuevos mercados”, explicó.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190920/hidrocarburos-piden-cambiar-ley-e-invertir-us-8500-mm-exploracion

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