Hugo del Granado cuya capacidad de juicio en materia de hidrocarburos nadie pone en duda, afirma, demuestra que YPFB miente cuando asegura que se han producido ganancias. la verdad es que se han producido pérdida. frente al ejecutivo de la estatal, están las estadísticas de la bolsa con los montos de las pérdidas. otro caso de mentiras y falsedades.

Al presentar un Informe Oral en la Cámara de Diputados, el Ministro de Hidrocarburos sostuvo que la producción de gas entre los años 2007 y 2017, fue en promedio de 48 MMM3/D pero que actualmente se producen 60 MMM3/D. Si uno revisa la página web del propio Ministerio de Hidrocarburos, se encuentra que la producción diaria promedio del pasado trimestre fue de 54,87 MMM3/D.

El pasado mes de junio, el Gerente de Relaciones de Ieasa (ex Enarsa de Argentina) informó que, desde mayo pasado, recibe de Bolivia un millón de metros cúbicos menos de lo acordado. De acuerdo al parte diario de movimiento de los gasoductos argentinos, durante los primeros nueve días de julio, Bolivia solo envió 17,5 MMM3/D y de acuerdo a contrato debían enviarse 20,9 MMM3/D. Hasta el gerente de Ieasa se quedó corto sobre el volumen faltante.

Respecto al pedido de principios de año, de las autoridades argentinas de tener un mayor volumen de gas en invierno y a mejor precio que el establecido en el contrato, el ministro boliviano de Hidrocarburos les responde, cuatro meses después y cuando el invierno está ya en declinación, que la oferta argentina no es favorable para el país y es inviable. Él hizo pública la polémica y la posición boliviana quedó poco creíble. Con la experiencia del año pasado, era obvio que los argentinos buscarían otra alternativa y decidieron comprar gas chileno por tres años.

Lo cierto es que la producción boliviana de gas declina desde hace tres años y no se puede atender simultáneamente los dos mercados de exportación. La calificadora de riesgos Fitch Ratings dice lo mismo, reportó una caída del 8% de la producción de gas en Bolivia desde el año 2014 porque la producción de Incahuasi no ha podido suplir la declinación de otros campos y su estabilización dependerá de nuevos descubrimientos. Las autoridades deberían guardar silencio para evitar papelones.

Otra de las verdades que se niega a aceptar es la reticencia de las petroleras a invertir en Bolivia y se empeña en sostener lo contrario. Así, en la misma oportunidad del Informe Oral, el Ministro sostuvo que “existen diversas empresas mundiales interesadas en hacer negocios sobre hidrocarburos con Bolivia … y hay una fila de empresa interesadas en hacer inversiones en Bolivia.” (UCOM MH 06 06 2018)

Los anuncios de grandes inversiones en exploración son constantes. En la última visita del presidente Morales a Rusia, se firmaron acuerdos con Gazprom para la inversión de 1.220 MM$us en exploración en Vitiacua (el contrato de Vitiacua sigue en proceso de aprobación) y en rehabilitación de otros campos, otro acuerdo fue para crear una empresa mixta entre Gazprom y YPFB, que, según el Presidente, “será para comercialización de gas a otros continentes”.

El vicepresidente Poma de YPFB firmó además un memorando de entendimiento para vender 4 MMM3/D de gas a la empresa rusa Acron, a precio superior al de Brasil y Argentina y para constituir una sociedad mixta para comercializar urea. (UCOM 14 06 18).

El pasado mes de mayo YPFB firmó con la empresa Milner, compromisos de estudio e inversión en el marco de un memorándum firmado con Kampac Oil para invertir 2.500 MM$us en estudios exploratorios.

El mismo mes de mayo, el Ministro de Hidrocarburos firmó un acuerdo con el vicepresidente de Sonatrach (empresa petrolera de Argelia), que expresa el interés de hacer exploración en la Cuenca Madre de Dios, estudios de factibilidad del proyecto GNL y ser socios en dos plantas petroquímicas.

Como se puede ver, solo en el curso de los últimos meses, se anunciaron grandes inversiones en exploración sin resultados visibles. Está claro que las autoridades del sector se reúnen con todo ejecutivo petrolero para firmar cualquier documento que exprese cualquier interés.

El tema reservas se distrae también con el supuesto potencial de 132 TCF´s en Madre de Dios y la existencia de 1.000 TCF´s de gas no convencional. Tras 7.100 metros de perforación en Boyui sin resultados todavía y Hucareta en perforación, son las únicas posibilidades de descubrimiento en el futuro inmediato.

Ante la encrucijada y tras visita de ejecutivos de YPFB a las oficinas Sproule, que ya debía presentar su informe en junio, se espera que las reservas se acerquen a unos escuálidos 10 TCF´s.

Pero de la vocinglería se ha pasado a la falsedad. El presidente de YPFB sostuvo que todas las filiales de YPFB tuvieron utilidades la gestión pasada, entre ellas Chaco con 25 MMBs y Andina con 21 MMBs (AN YPFB 01 06 2018). Sin embargo, en la Bolsa Boliviana de Valores se reportan pérdidas de 143 MMBs para Chaco y de 117 MMBs para Andina.

En resumen, la producción está en bajada, no se pueden atender los mercados, la política exploratoria es mediocre, las reservas son insuficientes para todo fin y en YPFB las filiales registran pérdidas.

 

El autor es ingeniero químico y petroquímico.

ell mayor experto en materia de hidrocarburos se pregunta si "tendremos gas en tiempo oportuno" y ello porque estos asuntos, contrariamente a la Ley se manejan en el más absoluto secreto, dando lugar a especulaciones y conjeturas a partir de la insuficiente información disponible. Carlos Miranda.

Es lamentable y muy criticable la forma oficial en que se trata este tema. Lo han convertido en un secreto misterioso.

Toda empresa petrolera seria, estatal o privada, sabe la cantidad de reservas de petróleo y gas con las que cuenta. También las bolsas de valores y la banca internacional con las que esta industria trata conocen estas cifras.

En todo país democrático, el Ejecutivo tiene la obligación de informar a la población la cantidad de reservas nacionales.

En nuestro país, las últimas cifras oficiales que conocemos son las de 2009. El Gobierno, impávidamente, ignora la ley y ha ido difiriendo la contratación de una compañía certificadora de reservas y sus informes respectivos con la clara intención de que la exploración que se está realizando logre establecer importantes volúmenes de reservas nuevas.

Al presente, la perforación exploratoria más avanzada es la de Repsol, en el pozo Boyui, que debe alcanzar más de 6.000 metros de profundidad. Esta es una perforación que se está realizando muy cuidadosamente y se estima que habrá resultados a fines de 2019, después de más de dos años de perforación. Si los resultados son positivos, se precisará por lo menos dos pozos adicionales para establecer  las reservas del campo. Esto sería en 2023.

Los resultados de los trabajos exploratorios de Total y Gazprom probablemente vayan más allá que los de Repsol. Los resultados de la exploración realizada por YPFB, lamentablemente, hasta la fecha son negativos y no dan mayores esperanzas.

No se tienen resultados oficiales después de 2009 y tampoco se ha producido resultados exploratorios importantes en la búsqueda de nuevos campos; sin embargo, no obstante lo deficiente que es la información, se puede realizar estimaciones necesarias que no estarán muy lejos de la realidad. Esto nos muestra que podremos cumplir los contratos de exportación de gas con Argentina y mantener nuestro consumo interno con una tasa baja de crecimiento hasta 2027.

Todo lo anterior indica claramente que  predicar que somos el corazón energético de América del Sur no es más que una frase demagógica que no debe ser utilizada como línea maestra de nuestra política energética. Lo correcto es ser muy cuidadoso al aumentar los volúmenes necesarios de producción para  cumplir compromisos antes del 2023.

Por todo lo anterior, llama la atención el hecho que en la localidad de Entre Ríos, en el Chapare, bajo el tema general de Bolivia centro energético de Sudamérica, se tenga en construcción desde 2016 un centro termoeléctrico de ciclo combinado, que subirá la potencia actual de 120MW  a 480MW, con una inversión realizada hasta la fecha de 140 millones de dólares.

El proyecto se hace aún más llamativo porque para su construcción se está trayendo por vía aérea todo el equipo y material importante mediante aviones cargueros rusos Antonov, que son los más grandes del mundo, con vuelos que aterrizan también en el Chapare, en el aeropuerto de Chimoré, tres veces por semana.

No se conoce el mercado que abastecerá este proyecto, que será la planta termoeléctrica más grande del país, representando el 40% del total instalado en Bolivia. Por el membrete original,  parecería ser una instalación para exportación de electricidad.

El personal en el sitio de construcción  sólo informa que debe estar terminado para 2019. Este mandato tiene toda la modalidad monárquica con que se toman las decisiones, sobre todo para poder mostrar obras importantes concluidas para 2019 en el Chapare. Estimado lector, todos sabemos la importancia electoral de ese año para el actual gobierno, así que no entraremos en mayores consideraciones.

No se tienen en construcción líneas de transmisión para enviar esa futura energía. Parecería que la planta de fertilizantes que tiene el mismo problema,  ahora tendrá una “prima hermana”.

El haber convertido nuestro Banco Central en una especie de banco de desarrollo está permitiendo que se financien este tipo de proyectos.

El gas que consumirán las plantas de ciclo combinado representará un fuerte incremento en los requerimientos del gas para consumo interno. Esta preocupación se magnifica,  porque la planta de fertilizantes y ésta de ciclo combinado requieren suministro de gas continuo y uniforme por largo tiempo. Además, están ubicadas en la zona donde el gas se está extinguiendo y ante la irritación de los geopolíticos departamentales, en breve se deberá traer gas de Santa Cruz a esta zona cochabambina.

 

El autor es ingeniero petrolero y analista energético.

esquemático y disciplinado Carlos Miranda nos ofrece la historia de Bulo Bulo y una planta industrial, la más cara que Bolivia adquirió en toda su existencia y que es un real fracaso tanto por su pésima ubicación, cuanto por no haber logrado su ingreso al mercado regional. algún día, alguien tendrá que explicar el porqué.

El nombre Bulo Bulo no existía en nuestra geografía. En 1960 uno de los más distinguidos geólogos de YPFB, Humberto Suárez Roca, ubicó y mapeó una estructura al noreste de Puerto Grether en la selva del Chapare y ante la falta de un nombre local del área de trabajo, bautizó la estructura con el nombre de Bulo Bulo, presumiblemente en un homenaje a miembros de su familia. En 1963 YPFB decidió perforar en Bulo Bulo. Esta decisión demandó un gran e imaginario esfuerzo para poder acceder a ese área. En esa época no existían carreteras asfaltadas ni puentes sobre los ríos. Para poder llegar a la estructura se improvisaron puentes con pontones de madera y se hicieron sendas en plena selva. Este trabajo fue realizado con gran entusiasmo por diferentes unidades de YPFB. En búsqueda de petróleo, la empresa estatal salía del Chaco boreal para llegar hasta la selva del Chapare. Ese esfuerzo fue recompensado porque Bulo Bulo resultó ser un campo productor de gas y condensado y no era una herencia de trabajo de la Standard Oil. Los horizontes productores encontrados cerca de 2.000 metros de profundidad, eran distintos y de diferente edad a los tradicionalmente conocidos en el subandino. Flotaba en el ambiente la sensación de que se estaba descubriendo una nueva comarca petrolera en el país.

La nacionalización de la Gulf en 1969, exigió la total atención de la empresa estatal para cumplir con el primer contrato a largo plazo de exportación de gas a la Argentina y la construcción del respectivo gasoducto. Existían suficientes reservas y capacidad de producción, por tanto Bulo Bulo dejó de estar en primer lugar en los planes de YPFB.

Solucionados el problema de la indemnización a Gulf, la construcción del gasoducto a la Argentina, y la exportación de gas pactada con ese país en plena ejecución, dieron un aire de tranquilidad a la empresa estatal que inició una amplia campaña exploratoria en el norte de Santa Cruz en búsqueda de petróleo, con resultados positivos de producción de gas y condensado.

La última década del siglo XX, las negociaciones con Brasil para un contrato a largo plazo se fueron concretando, lo cual puso presión sobre la cantidad de reservas en el país. En esas circunstancias los pozos de San Alberto y Bulo Bulo adquirieron especial importancia porque en base a ellos se formuló la hipótesis que ambos campos productores estaban ubicados en bloques que se habían superpuesto al devónico. Esta tesis fue confirmada por la perforación de pozos más profundos en ambas estructuras. En San Alberto (X9) se ingresó a horizontes en el devónico que dieron lugar a encontrar el primer megacampo de gas boliviano, con más de 1 trillón de pies cúbicos de reserva. En igual forma en Bulo Bulo (X3) perforando más de 4.000 metros, se obtuvieron resultados similares. Esos resultados conformaron la disciplina que se ha utilizado para encontrar todos los megacampos que existen hasta la fecha en el país.

El 2011 se decidió instalar en el país una planta de fertilizantes nitrogenados en base a gas natural. Decisión correcta y oportuna. Estamos ligados por un gran gasoducto a Brasil que es uno de los mayores importadores de amoniaco y urea en el mundo. Puerto Suarez era el lugar ideal para esa planta. El volumen de gas necesario para la planta podía ser transportado por el gasoducto a Brasil sin alterar sus condiciones ni nosotros alterar nuestros programas de producción. En ese punto, los fertilizantes nitrogenados, amoniaco y urea, podían fácilmente ser adquiridos por el mercado brasileño. Todo estaba perfecto, excepto que por una decisión inexplicable se construyó la planta de fertilizantes en el Chapare. Como se previno en repetidas ocasiones, esa ubicación era la peor que podía haberse escogido, pero con un empecinamiento imperial se llevó a cabo el proyecto.

La construcción se atrasó por casi tres años por la naturaleza del suelo del Chapare. Muy fértil, pero no acepta el peso de grandes edificaciones. Hasta la fecha, la planta ha tenido grandes paros en su funcionamiento. Además, mostrando su mala ubicación y falta de vías expeditas de exportación tiene que enfrentar grandes volúmenes de producto parcialmente hidratado, inaceptable en el mercado. Finalmente, las reservas y producción de Bulo Bulo y campos cercanos no garantizan la provisión de gas natural a la planta por un largo periodo.

Estimado lector, lo relatado pretende mostrar el triste fin de la historia del descubrimiento y desarrollo de una nueva comarca petrolera con el fracaso estruendoso del primer intento de industrializar gas, que hasta la fecha nos está costando alrededor de mil millones de dólares. La mayor inversión que ha realizado el Estado en toda su vida en un solo proyecto. En un próximo futuro, alguien tendrá que explicar porqué se adoptaron decisiones para tratar de dotar de una personalidad especial a la zona del Chapare y sobre todo la obstinación de pretender industrializar gas en la zona menos indicada al respecto.

 

El autor es ingeniero petrolero y analista energético.

Hugo del Granado, uno de los expertos en materia petrolera describe la situación de Petróleos Venezuela que describe como trágica. las cifras que nos ofrece no admiten duda. la estatal petrolera es víctima del populismo chavista a punto de colapsar para beneplácito de los productores de petróleo que se quitaron la competencia venezolana.

En un mundo moderno, con tecnología impensable hasta hace pocos años, con incesante búsqueda de eficiencia y de altos rendimientos, todavía se encuentran anomalías absurdas fruto de la estupidez humana. Es el caso de Pdvsa.

Las reservas probadas de petróleo de Venezuela a fines de 1996 eran de 72.7 BBls (Billones de barriles o miles de millones de barriles). 10 años después subieron a 87.3 BBls y a fines de 2016 se ubicaron en 300.9 BBls (comparativamente Bolivia tenía reservas probadas, a diciembre de 2013 de 0.211 BBls, es decir 1.500 veces menos), que son las reservas más altas del mundo seguidas por las de Arabia Saudita con 266.5 BBls. Con respecto al gas natural, tiene las mayores reservas de Latinoamérica; la suma de las reservas convencionales de todos los países latinoamericanos no alcanzan a igualar las reservas venezolanas de 201.3 TCFs.  Sin embargo, la producción petrolera de Venezuela fue bajando de 3.34 MMBls/D a fines de 2006, a 2.41 MBls/D a fines de 2016 y a 1.6 MMbBs/D en febrero de 2018. El consumo de petróleo también ha bajado desde el año 2012, lo mismo sucede con la elaboración de productos refinados, porque las refinerías trabajan a baja capacidad o están paralizadas, la generación de energía eléctrica es irregular y también ha bajado. Todos estos parámetros son señales de la grave crisis económica que atraviesa ese rico país.

Las dificultades por las que atraviesa su mercado interno han obligado a asumir medidas excepcionales y de emergencia para reducir el consumo de electricidad, el contrabando y el desorden generalizado, tales como la reducción del horario de trabajo de 7:30 a.m a 1:30 p.m. para la administración pública, la creación de establecimientos especiales fronterizos para la comercialización de combustibles, la creación del Ministerio del Poder Popular del Petróleo, la creación de la Compañía Anónima Militar de Industrias mineras, petrolíferas y de gas a cargo de todas las actividades de servicios petroleros y de gas, etc.

La situación de Pdvsa es crítica, la OPEP, cartel de la que es fundadora Venezuela, comunicó en Viena este 14 de mayo, que la producción bajó a 1.43 MMBls/D, el nivel más bajo de los últimos 33 años. Varias agencias han declarado a Pdvsa en “default” o en suspensión de pagos por el vencimiento de varios de los bonos emitidos. Una corte de Curazao autorizó el embargo de bienes de Pdvsa por 636 MM$us por un laudo arbitral de 2.000 MM$us seguido por Conocco después de su nacionalización, por lo que Pdvsa está pidiendo a sus clientes que envíen sus propios barcos para recoger los cargamentos de petróleo.

Se estima que pese al repunte de precios en el mercado internacional, Pdvsa se encuentra en una situación terminal debido a la gran corrupción en su seno, a la baja  producción de petróleo que cae a un ritmo de 100 MBls/D cada mes, por la ausencia de inversiones y la parálisis de sus operaciones (solo hay tres taladros perforando en el lago de Maracaibo).

Después de las nacionalizaciones de Chávez, el régimen volcó la mirada a Rusia y China en busca de apoyo técnico y económico. China especialmente, reaccionó de manera favorable y concedió créditos a Venezuela por un monto mayor a 50.000 MM$us a ser pagados con crudo. Incluso otorgó un periodo de gracia de dos años, que acaba de vencerse, para que pague solo intereses también con petróleo. Sin el periodo de gracia Venezuela tendría que enviar 375 Mbls/Día para pagar la deuda y no solo 70MBls/Día que es el volumen para pagar sólo intereses. Esto significaría el colapso al dejar de percibir 7.000 MM$us/Año de la facturación petrolera a China. Sin embargo, tanto el gobierno chino como sus bancos están rehusando continuar con su política de solidaridad para no aumentar su exposición ante la debilidad internacional del gobierno de Maduro.

Cuba, por su parte, con desmedida torpeza, se apropió del 100% de las acciones de la refinería Camilo Cienfuegos que tenía en sociedad con Pdvsa, aduciendo mora en el pago de deudas. Los cubanos se olvidaron de que durante 15 años recibieron petróleo venezolano subvencionado.  

La situación de Pdvsa no preocupa a la OPEP que la ve como la “estrella de los recortes” en lo que está empeñada para bajar la oferta a los mercados. Venezuela tenía que recortar su producción en 95 MBls/Día pero su recorte ha sido de cinco veces más, para satisfacción de sus colegas árabes.

La IEA ha calificado la conflictiva situación  como el “mayor riesgo de interrupción de la oferta”. La guerra en Siria, el terrorismo en África, el rompimiento del tratado con Irán y todos los demás problemas se han vuelto menos apremiantes que el de Venezuela.

Como posible solución a los múltiples problemas de Pdvsa, sólo se puede  vislumbrar su privatización con el atractivo de las grandes reservas, una vez que se cambie al régimen de Maduro.

Francesco Zaratti contribuye al debate sobre la conversión de la caña de azúcar en combustible. asunto en tela de juicio, de muchas aristas y que tiene que ver con la agroindustria boliviana. sobre el bioetanol es lo más valioso hasta ahora.

Concluyo la trilogía dedicada al programa del bioetanol, analizando aspectos relacionados con el medio ambiente. Normalmente se enfatizan tres ventajas “ecológicas”.

Para empezar, el reemplazo de una fuente fósil (el petróleo) por una fuente renovable (la caña de azúcar) con relevantes implicaciones sociales resulta muy “sexy”. Luego, se afirma, con razón, que la mezcla de gasolina y bioetanol  es una gasolina “verde”, en el sentido que los gases de escape contienen menos sustancias nocivas a la salud, especialmente cuando el bioetanol reemplaza el plomo con el fin de mejorar el octanaje. Y, finalmente, se hace hincapié en que las emisiones de dióxido de carbono y otros gases  de efecto invernadero se reducen entre un 40% y 80%, debido al menor contenido de carbono del bioetanol.

Sin embargo, cada una de esas afirmaciones tiene sus detractores.

Algunos investigadores ponen en duda que la producción a gran escala de caña de azúcar tiene características no renovables, debido al deterioro de la tierra cultivada en tiempos cortos y a la necesidad de utilizar agua, fertilizantes, pesticidas y herbicidas en grandes cantidades, sin contar los efectos secundarios que suelen acompañar a los monocultivos. De hecho, se ha mencionado que el incremento de los cañaverales (de 150 mil a 330 mil Has en siete años) requerirá de miles de toneladas de urea; ¡un alivio para la cuestionada Planta de Bulo Bulo!

Semejantes extensiones de tierra requieren el uso de vehículos agroindustriales que queman energía fósil (diesel subvencionado) y que ponen en duda las ventajas en cuanto a emisiones de gases de efecto invernadero calculadas considerando tan sólo el consumo de gasolina.

A su vez, la expansión de la frontera agrícola, asociada a la proyección anterior, pone en el tapete el problema del uso de la tierra. ¿Se desboscará?  ¿Se convertirán a la caña de azúcar tierras que ahora producen cosechas menos económicas? ¿O se habilitarán tierras estériles? En todo caso, antes de pensar en incrementar la frontera agrícola hay que mejorar la productividad de la tierra, en la cual seguimos a la cola de la región.

Y, no último, está el tema de la seguridad alimentaria. Es cierto que el azúcar no es considerado un alimento y que de la caña se extrae azúcar y alcohol, pero ya se ha escuchado sectores agroindustriales exigiendo incorporar al programa del bioetanol sus cultivos de cereales (hoy el sorgo, mañana tal vez el maíz). A este respecto, el presidente Evo Morales ha defendido en el pasado que los cereales son alimentos y de ninguna manera debería permitirse su transformación en combustibles. Por un mínimo de consecuencia, el actual Gobierno debe cuidar la seguridad alimentaria del país, permitiendo exportar los cereales excedentes, pero no transformándolos en combustibles.

Al margen de la discusión anterior, me pregunto si el programa del bioetanol es el único que permite solucionar la inseguridad energética en la cual nos encontramos debido a la importación cada vez mayor de combustibles. Por ejemplo se podría dar uso pleno a la Planta Separadora de Gran Chaco y extraer mayor cantidad de licuables de la corriente de gas que exportamos. Es posible que con esa solución podamos reemplazar toda la gasolina que hoy importamos.

Otra alternativa es un giro en la política energética errática de los últimos 12 años que apunte a incrementar las reservas de hidrocarburos, ajustando el modelo estatista secante que ha creado problemas que ahora se intenta solucionar con proyectos improvisados.

En resumen, parece evidente que el ingreso del país a la “era del etanol” amerita una mayor discusión debido a las complejas aristas que implica ese programa.

El autor es físico y analista.