<p class="rtejustify"> Durante la gestión 2021, los ingresos por la exportación de gas natural y los egresos por la importación de combustibles alcanzaron un valor similar: ambos superaron los 2.200 millones de dólares. Analistas del tema hidrocarburos advierten que se trata de una situación preocupante.</p> <p class="rtejustify"> Según datos expuestos en la audiencia de rendición pública de cuentas final 2021 del Ministerio de Hidrocarburos y Energías, en la pasada gestión los ingresos por la venta de gas a Brasil y Argentina alcanzaron un valor de 2.241 millones de dólares.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> En tanto, datos del Instituto Nacional de Estadísticas (INE) reflejan que los recursos destinados a la importación de combustibles y lubricantes llegaron a 2.211 millones de dólares. Por tanto, los ingresos por exportación de gas superan solamente con 30 millones de dólares a los egresos por importación de gasolina y diésel.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> En opinión del analista José Padilla el aumento de los recursos destinados a la importación de combustibles es preocupante, sobre todo en el actual contexto marcado por el incremento del precio internacional del petróleo que impacta en el alza del precio de los combustibles.</p> <p class="rtejustify"> Según el analista, el incremento del precio del petróleo incide positivamente en la mejora de ingresos por las exportaciones de gas, pero afecta negativamente en el aumento de recursos destinados a la importación y subvención de gasolina y diésel.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> Padilla explicó que cuando el precio del petróleo bordeaba los 60 dólares, el costo del litro de diésel oscilaba los 8 bolivianos (precio sin subvención), pero ahora que el precio del petróleo supera los 90 dólares, el del diésel será mayor. En todo caso, el Estado boliviano debe subvencionar este combustible y comercializarlo en el mercado interno a un precio fijo de 3,72 bolivianos.</p> <p class="rtejustify"> <strong>Importación de crudo.</strong></p> <p class="rtejustify"> El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, informó a fines de enero que el Gobierno aprobó el Decreto Supremo 4661, que autoriza a la estatal la importación de petróleo crudo para ser refinado y comercializado como gasolina y diésel.</p> <p class="rtejustify"> Dorgathen aseguró que la compra de crudo permitirá al país ahorrar aproximadamente 150 millones de dólares por concepto de subvención a los carburantes.</p> <p class="rtejustify"> “Somos un país que no tiene la suficiente producción de petróleo crudo para producir el diésel y la gasolina que necesitamos consumir”, dijo el funcionario.</p> <p class="rtejustify"> Agregó que el petróleo crudo importado se podrá refinar para generar valor agregado con la recuperación de diésel y gasolina.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> “De esta manera, la refinería puede trabajar a mayor carga y tenemos beneficios en la refinería, y aparte como país la subvención que pagamos por el diésel y la gasolina disminuye”, señaló.</p> <p class="rtejustify"> Sin embargo, el analista y exministro de hidrocarburos, Álvaro Ríos, afirmó que la importación de petróleo no representa una reducción de costos en la subvención a los combustibles, pero permitirá aumentar la capacidad de procesamiento de las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz.</p> <p class="rtejustify"> Ríos explicó que YPFB debe asumir los costos de logística y procesamiento en las refinerías, donde el petróleo se transforma en gasolina y diésel. De modo que los recursos destinados para aumentar la producción de estos combustibles serán tan elevados como los que se usan para la importación.</p> <p class="rtejustify"> “Esto de ninguna manera significa un ahorro o una mejora sustantiva para el país, ya que hay que importar de todas maneras el crudo a precio internacional; hay que transportarlo a Bolivia desde el punto de compra y meterlo a las refinerías y todo eso tiene un costo de logística sumado al precio internacional del petróleo. La refinería también tiene un costo de operación”, explicó Ríos.</p> <p class="rtecenter"> <strong>45,65 MMm3d</strong></p> <p class="rtecenter"> Es el volumen promedio de la producción fiscalizada de gas natural alcanzado en la gestión 2021, según datos de YPFB.</p> <p class="rtecenter"> &nbsp;</p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>YPFB DESTACA ALTO PRECIO DEL GAS</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> YPFB consolidó en enero el envío de gas a 13,42 dólares por millón de British Thermal Unit (MMBTU) con destino a Brasil. Esta cifra supera los 11,17 dólares por MMBTU, precio histórico que se marcó en 2012.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> “Hemos superado un precio histórico que estaba vigente desde 2012, más ingresos para seguir recuperando nuestra economía. La única manera de seguir creciendo es superándose a uno mismo”, afirmó el presidente de la estatal.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> &nbsp;</p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>BOLIVIA NECESITA $US 8.500 MILLONES PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN DE GAS</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> REDACCIÓN CENTRAL</p> <p class="rtejustify rteindent1"> El analista en hidrocarburos José Padilla aseguró que Bolivia necesita invertir al menos 8.500 millones de dólares en labores de exploración para incrementar las reservas de gas y retomar un papel importante como país exportador.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> Para conseguir dicha inversión, Padilla mencionó que es fundamental una nueva Ley de Hidrocarburos, puesto que la actual no es atractiva para la inversión extranjera. Agregó que el Decreto Supremo 28701 de nacionalización de los hidrocarburos, aprobado el 1 de mayo de 2006, contempla una nueva ley.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> Respecto a las actividades de exploración, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, afirmó, el pasado 20 de enero, durante la audiencia de rendición pública de cuentas de la estatal petrolera, que en la pasada gestión se perforaron 12 pozos y que esta cifra irá en aumento durante el 2022 a medida que se desarrolle el plan de exploración.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> “En siete pozos se ha finalizado la perforación y cinco están en ejecución. Continuaremos con estos y nuevos para ir aumentando la producción de gas y la producción de crudo con el proyecto para sustituir la importación de combustibles”, dijo.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> No obstante, Padilla aseguró que el resultado de la perforación de mencionados pozos se conocerá en aproximadamente 5 a 7 años, puesto que la exploración es una tarea de largo plazo.</p>

<p class="rtejustify"> Durante la gestión 2021, los ingresos por la exportación de gas natural y los egresos por la importación de combustibles alcanzaron un valor similar: ambos superaron los 2.200 millones de dólares. Analistas del tema hidrocarburos advierten que se trata de una situación preocupante.</p> <p class="rtejustify"> Según datos expuestos en la audiencia de rendición pública de cuentas final 2021 del Ministerio de Hidrocarburos y Energías, en la pasada gestión los ingresos por la venta de gas a Brasil y Argentina alcanzaron un valor de 2.241 millones de dólares. </p> <p class="rtejustify"> En tanto, datos del Instituto Nacional de Estadísticas (INE) reflejan que los recursos destinados a la importación de combustibles y lubricantes llegaron a 2.211 millones de dólares. Por tanto, los ingresos por exportación de gas superan solamente con 30 millones de dólares a los egresos por importación de gasolina y diésel. </p> <p class="rtejustify"> En opinión del analista José Padilla el aumento de los recursos destinados a la importación de combustibles es preocupante, sobre todo en el actual contexto marcado por el incremento del precio internacional del petróleo que impacta en el alza del precio de los combustibles.</p> <p class="rtejustify"> Según el analista, el incremento del precio del petróleo incide positivamente en la mejora de ingresos por las exportaciones de gas, pero afecta negativamente en el aumento de recursos destinados a la importación y subvención de gasolina y diésel. </p> <p class="rtejustify"> Padilla explicó que cuando el precio del petróleo bordeaba los 60 dólares, el costo del litro de diésel oscilaba los 8 bolivianos (precio sin subvención), pero ahora que el precio del petróleo supera los 90 dólares, el del diésel será mayor. En todo caso, el Estado boliviano debe subvencionar este combustible y comercializarlo en el mercado interno a un precio fijo de 3,72 bolivianos.</p> <p class="rtejustify"> <strong>Importación de crudo.</strong></p> <p class="rtejustify"> El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, informó a fines de enero que el Gobierno aprobó el Decreto Supremo 4661, que autoriza a la estatal la importación de petróleo crudo para ser refinado y comercializado como gasolina y diésel.</p> <p class="rtejustify"> Dorgathen aseguró que la compra de crudo permitirá al país ahorrar aproximadamente 150 millones de dólares por concepto de subvención a los carburantes.</p> <p class="rtejustify"> “Somos un país que no tiene la suficiente producción de petróleo crudo para producir el diésel y la gasolina que necesitamos consumir”, dijo el funcionario.</p> <p class="rtejustify"> Agregó que el petróleo crudo importado se podrá refinar para generar valor agregado con la recuperación de diésel y gasolina. </p> <p class="rtejustify"> “De esta manera, la refinería puede trabajar a mayor carga y tenemos beneficios en la refinería, y aparte como país la subvención que pagamos por el diésel y la gasolina disminuye”, señaló.</p> <p class="rtejustify"> Sin embargo, el analista y exministro de hidrocarburos, Álvaro Ríos, afirmó que la importación de petróleo no representa una reducción de costos en la subvención a los combustibles, pero permitirá aumentar la capacidad de procesamiento de las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz.</p> <p class="rtejustify"> Ríos explicó que YPFB debe asumir los costos de logística y procesamiento en las refinerías, donde el petróleo se transforma en gasolina y diésel. De modo que los recursos destinados para aumentar la producción de estos combustibles serán tan elevados como los que se usan para la importación.</p> <p class="rtejustify"> “Esto de ninguna manera significa un ahorro o una mejora sustantiva para el país, ya que hay que importar de todas maneras el crudo a precio internacional; hay que transportarlo a Bolivia desde el punto de compra y meterlo a las refinerías y todo eso tiene un costo de logística sumado al precio internacional del petróleo. La refinería también tiene un costo de operación”, explicó Ríos.</p> <p class="rtecenter"> <strong>45,65 MMm3d</strong></p> <p class="rtecenter"> Es el volumen promedio de la producción fiscalizada de gas natural alcanzado en la gestión 2021, según datos de YPFB.</p> <p class="rtecenter">  </p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>YPFB DESTACA ALTO PRECIO DEL GAS</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> YPFB consolidó en enero el envío de gas a 13,42 dólares por millón de British Thermal Unit (MMBTU) con destino a Brasil. Esta cifra supera los 11,17 dólares por MMBTU, precio histórico que se marcó en 2012.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> “Hemos superado un precio histórico que estaba vigente desde 2012, más ingresos para seguir recuperando nuestra economía. La única manera de seguir creciendo es superándose a uno mismo”, afirmó el presidente de la estatal.</p> <p class="rtejustify rteindent1">  </p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>BOLIVIA NECESITA $US 8.500 MILLONES PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN DE GAS</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> REDACCIÓN CENTRAL</p> <p class="rtejustify rteindent1"> El analista en hidrocarburos José Padilla aseguró que Bolivia necesita invertir al menos 8.500 millones de dólares en labores de exploración para incrementar las reservas de gas y retomar un papel importante como país exportador.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> Para conseguir dicha inversión, Padilla mencionó que es fundamental una nueva Ley de Hidrocarburos, puesto que la actual no es atractiva para la inversión extranjera. Agregó que el Decreto Supremo 28701 de nacionalización de los hidrocarburos, aprobado el 1 de mayo de 2006, contempla una nueva ley.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> Respecto a las actividades de exploración, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, afirmó, el pasado 20 de enero, durante la audiencia de rendición pública de cuentas de la estatal petrolera, que en la pasada gestión se perforaron 12 pozos y que esta cifra irá en aumento durante el 2022 a medida que se desarrolle el plan de exploración.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> “En siete pozos se ha finalizado la perforación y cinco están en ejecución. Continuaremos con estos y nuevos para ir aumentando la producción de gas y la producción de crudo con el proyecto para sustituir la importación de combustibles”, dijo.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> No obstante, Padilla aseguró que el resultado de la perforación de mencionados pozos se conocerá en aproximadamente 5 a 7 años, puesto que la exploración es una tarea de largo plazo.</p>

Durante la gestión 2021, los ingresos por la exportación de gas natural y los egresos por la importación de combustibles alcanzaron un valor similar

Durante la gestión 2021, los ingresos por la exportación de gas natural y los egresos por la importación de combustibles alcanzaron un valor similar

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<p class="rtejustify"> Después de que el presidente Luis Arce anunció ayer que en el pozo Margarita-10, ubicado en el campo Margarita-Huacaya, se encontró reservas de gas de hasta 350 billones de pies cúbicos, los expertos aseguran que no se trata de un nuevo reservorio, sino de una nueva perforación en el mismo campo. Esto permitirá cumplir con los contratos de exportación a Argentina, pero no se incrementan las reservas de gas.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> El experto en política energética Francesco Zaratti aclaró que se trata del mismo reservorio del campo Margarita, por lo que no es un nuevo descubrimiento y no aumentará las reservas de gas. Pero considera que es una buena noticia porque permitirá cumplir con el contrato de venta de gas a Argentina.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> “Se ha abierto un grifo más en el tanque de Margarita, aparentemente es un grifo más grande, que puede sacar hasta 3 millones de metros cúbicos al día. Ese pozo ya estaba siendo perforado desde hace tiempo, aparentemente ya es productor, seguramente será comerciable para el invierno, para enviar más gas a Argentina”, dijo.</p> <p class="rtejustify"> El analista y exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que esto aumentará la producción de gas, pero no &nbsp;las reservas. Dijo que es preocupante que desde hace más de 10 años no se reportaron nuevos descubrimientos de hidrocarburos.</p> <p class="rtejustify"> El experto aclaró que este nuevo pozo en el campo Margarita permitirá paliar el déficit de envío de gas a Argentina, por lo que estima que se pueda entregar hasta 11 millones de metros cúbicos al día.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> <strong>Anuncio</strong></p> <p class="rtejustify"> Con el incremento &nbsp;de producción de gas, las alcaldías mejorarán sus ingresos por el IDH, indicó el presidente.</p> <p class="rtejustify"> “Representa que ese deterioro se va a ir revirtiendo porque vamos a explotar, vamos a tener capacidad de exportación y mejorar los ingresos de las gobernaciones y municipios, porque el IDH va a mejorar”, afirmó Arce.</p> <p class="rtejustify"> El incremento en la producción con la perforación del pozo Margarita-10 representará un incremento de más de 1.000 millones de dólares en ingresos por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y regalías al Estado, informó el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Raúl Mayta.</p> <p class="rtejustify"> Los recursos generados por las reservas nuevas representarán “un incremento de la renta petrolera anual entre 130 millones de dólares por año”, indicó Mayta a radio Patria Nueva.</p> <p class="rtejustify"> Explicó que el hallazgo “ha sido importante porque va a poder incrementar lo que es la producción del campo, dado que este pozo tiene un potencial de producción de alrededor de 3 millones de metros cúbicos día”.</p> <p class="rtejustify"> &nbsp;</p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>PRODUCCIÓN DE GAS BAJA UN 3,5% ANUAL</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> La producción de gas natural bajó de 61 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a 43 MMm3d en los últimos siete años. En este contexto, el analista en hidrocarburos Álvaro Ríos calcula que la producción de gas desciende a un ritmo del 3 y 3,5 por ciento anual.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> El declive de la producción de gas natural en el megacampo San Alberto inició en 2014. Dos años después comenzó la disminución en Sábalo y, desde 2020, en Margarita. Los problemas en el campo Margarita provocaron el incumplimiento en los envíos de gas a Argentina. Desde octubre de 2021 se exporta por debajo de los 8 millones de metros cúbicos día (MMm3d), volumen mínimo establecido para esa época del año.</p>

<p class="rtejustify"> Después de que el presidente Luis Arce anunció ayer que en el pozo Margarita-10, ubicado en el campo Margarita-Huacaya, se encontró reservas de gas de hasta 350 billones de pies cúbicos, los expertos aseguran que no se trata de un nuevo reservorio, sino de una nueva perforación en el mismo campo. Esto permitirá cumplir con los contratos de exportación a Argentina, pero no se incrementan las reservas de gas. </p> <p class="rtejustify"> El experto en política energética Francesco Zaratti aclaró que se trata del mismo reservorio del campo Margarita, por lo que no es un nuevo descubrimiento y no aumentará las reservas de gas. Pero considera que es una buena noticia porque permitirá cumplir con el contrato de venta de gas a Argentina. </p> <p class="rtejustify"> “Se ha abierto un grifo más en el tanque de Margarita, aparentemente es un grifo más grande, que puede sacar hasta 3 millones de metros cúbicos al día. Ese pozo ya estaba siendo perforado desde hace tiempo, aparentemente ya es productor, seguramente será comerciable para el invierno, para enviar más gas a Argentina”, dijo.</p> <p class="rtejustify"> El analista y exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que esto aumentará la producción de gas, pero no  las reservas. Dijo que es preocupante que desde hace más de 10 años no se reportaron nuevos descubrimientos de hidrocarburos.</p> <p class="rtejustify"> El experto aclaró que este nuevo pozo en el campo Margarita permitirá paliar el déficit de envío de gas a Argentina, por lo que estima que se pueda entregar hasta 11 millones de metros cúbicos al día. </p> <p class="rtejustify"> <strong>Anuncio</strong></p> <p class="rtejustify"> Con el incremento  de producción de gas, las alcaldías mejorarán sus ingresos por el IDH, indicó el presidente.</p> <p class="rtejustify"> “Representa que ese deterioro se va a ir revirtiendo porque vamos a explotar, vamos a tener capacidad de exportación y mejorar los ingresos de las gobernaciones y municipios, porque el IDH va a mejorar”, afirmó Arce.</p> <p class="rtejustify"> El incremento en la producción con la perforación del pozo Margarita-10 representará un incremento de más de 1.000 millones de dólares en ingresos por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y regalías al Estado, informó el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Raúl Mayta.</p> <p class="rtejustify"> Los recursos generados por las reservas nuevas representarán “un incremento de la renta petrolera anual entre 130 millones de dólares por año”, indicó Mayta a radio Patria Nueva.</p> <p class="rtejustify"> Explicó que el hallazgo “ha sido importante porque va a poder incrementar lo que es la producción del campo, dado que este pozo tiene un potencial de producción de alrededor de 3 millones de metros cúbicos día”.</p> <p class="rtejustify">  </p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>PRODUCCIÓN DE GAS BAJA UN 3,5% ANUAL</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> La producción de gas natural bajó de 61 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a 43 MMm3d en los últimos siete años. En este contexto, el analista en hidrocarburos Álvaro Ríos calcula que la producción de gas desciende a un ritmo del 3 y 3,5 por ciento anual.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> El declive de la producción de gas natural en el megacampo San Alberto inició en 2014. Dos años después comenzó la disminución en Sábalo y, desde 2020, en Margarita. Los problemas en el campo Margarita provocaron el incumplimiento en los envíos de gas a Argentina. Desde octubre de 2021 se exporta por debajo de los 8 millones de metros cúbicos día (MMm3d), volumen mínimo establecido para esa época del año.</p>

Después de que el presidente Luis Arce anunció ayer que en el pozo Margarita-10, ubicado en el campo Margarita-Huacaya, se encontró reservas de gas de hasta 350 billones de pies cúbicos

Después de que el presidente Luis Arce anunció ayer que en el pozo Margarita-10, ubicado en el campo Margarita-Huacaya, se encontró reservas de gas de hasta 350 billones de pies cúbicos

<p class="rtejustify"> El presidente Luis Arce hizo confirmó que la perforación realizada en el pozo Margarita 10 arrojó resultados tan positivos que incluso se puede afirmar que el mismo se convertirá en el de mayor producción del país.</p> <p class="rtejustify"> “Con toda seguridad ahora puedo decirles que este pozo tiene un potencial de producción de 3 millones de metros cúbicos por día”, afirmó Arce esta mañana, en la ciudad de Oruro.</p> <p class="rtejustify"> El anuncio fue realizado una vez que se tuvieron datos precisos después de realizarse la prueba de producción del pozo.</p> <p class="rtejustify"> La producción de este pozo generará al Estado una renta petrolera de más de 260 MM USD/Año, con lo que se fortalecen las posibilidades de inversión principalmente en áreas como salud, educación y reactivación económica, según una nota de prensa.&nbsp;</p> <p class="rtejustify"> Por su parte, el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, destacó que, a través de Repsol, se inició en 2021 la perforación del pozo Margarita 10, ubicado en el campo Margarita-Huacaya en los departamentos de Chuquisaca y Tarija, y remarcó “que YPFB, en su rol técnico, y con la mayor responsabilidad, ha tomado todas las previsiones para confirmar esta buena noticia para el pueblo boliviano”.</p> <p class="rtejustify"> Dorgathen agregó que “YPFB y Repsol hacen sus mayores esfuerzos para poner a disposición de los mercados esta producción en el menor tiempo posible”, lo que muestra que la estatal petrolera trabaja de la mano con las empresas privadas que confían e invierten en Bolivia.</p>

<p class="rtejustify"> El presidente Luis Arce hizo confirmó que la perforación realizada en el pozo Margarita 10 arrojó resultados tan positivos que incluso se puede afirmar que el mismo se convertirá en el de mayor producción del país.</p> <p class="rtejustify"> “Con toda seguridad ahora puedo decirles que este pozo tiene un potencial de producción de 3 millones de metros cúbicos por día”, afirmó Arce esta mañana, en la ciudad de Oruro.</p> <p class="rtejustify"> El anuncio fue realizado una vez que se tuvieron datos precisos después de realizarse la prueba de producción del pozo.</p> <p class="rtejustify"> La producción de este pozo generará al Estado una renta petrolera de más de 260 MM USD/Año, con lo que se fortalecen las posibilidades de inversión principalmente en áreas como salud, educación y reactivación económica, según una nota de prensa. </p> <p class="rtejustify"> Por su parte, el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, destacó que, a través de Repsol, se inició en 2021 la perforación del pozo Margarita 10, ubicado en el campo Margarita-Huacaya en los departamentos de Chuquisaca y Tarija, y remarcó “que YPFB, en su rol técnico, y con la mayor responsabilidad, ha tomado todas las previsiones para confirmar esta buena noticia para el pueblo boliviano”.</p> <p class="rtejustify"> Dorgathen agregó que “YPFB y Repsol hacen sus mayores esfuerzos para poner a disposición de los mercados esta producción en el menor tiempo posible”, lo que muestra que la estatal petrolera trabaja de la mano con las empresas privadas que confían e invierten en Bolivia.</p>

“Con toda seguridad ahora puedo decirles que este pozo tiene un potencial de producción de 3 millones de metros cúbicos por día”, afirmó Arce esta mañana, en la ciudad de Oruro.

“Con toda seguridad ahora puedo decirles que este pozo tiene un potencial de producción de 3 millones de metros cúbicos por día”, afirmó Arce esta mañana, en la ciudad de Oruro.

<p class="rtejustify"> El presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, informó ayer que se trabaja con Argentina para enviarle hasta 12 millones de metros cúbicos día (MMm3d) de gas natural en época de invierno 2022, volumen inferior en relación a los 14 MMm3d fijados en la gestión 2021.<br> De manera preliminar, YPFB e Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (Ieasa) acordaron un envío de 7,5 MMm3d durante los meses de febrero y marzo, tiempo en el que continuarán las negociaciones para fijar las nuevas condiciones del contrato de exportación.<br> “Hemos cerrado con un volumen de 7,5 millones de metros cúbicos día (MMm3d) con el mercado argentino con la intencionalidad de llegar hasta los 12 MMm3d durante el invierno. Esto aún está en un trabajo técnico ya que necesitamos enviar el remanente de gas, en contra estacionalidad, a Brasil”, explicó.<br> El máximo ejecutivo de la estatal petrolera resaltó que, considerando que “somos países hermanos”, se mantiene el precio de venta de gas hacia el mercado argentino.<br> En opinión del analista en hidrocarburos José Padilla, el acuerdo de dos meses surge porque YPFB necesita tiempo para que los pozos Boicobo Sur X1 y Margarita X10 entren en producción; sin embargo, aseguró que ese proceso requiere más de dos meses.<br> “Así que Bolivia va a tener que bajarle el 35 por ciento del volumen que se manda actualmente, de lo contrario va a tener multas”, dijo Padilla.</p>

<p class="rtejustify"> El presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, informó ayer que se trabaja con Argentina para enviarle hasta 12 millones de metros cúbicos día (MMm3d) de gas natural en época de invierno 2022, volumen inferior en relación a los 14 MMm3d fijados en la gestión 2021.<br /><br /> De manera preliminar, YPFB e Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (Ieasa) acordaron un envío de 7,5 MMm3d durante los meses de febrero y marzo, tiempo en el que continuarán las negociaciones para fijar las nuevas condiciones del contrato de exportación.<br /><br /> “Hemos cerrado con un volumen de 7,5 millones de metros cúbicos día (MMm3d) con el mercado argentino con la intencionalidad de llegar hasta los 12 MMm3d durante el invierno. Esto aún está en un trabajo técnico ya que necesitamos enviar el remanente de gas, en contra estacionalidad, a Brasil”, explicó.<br /><br /> El máximo ejecutivo de la estatal petrolera resaltó que, considerando que “somos países hermanos”, se mantiene el precio de venta de gas hacia el mercado argentino.<br /><br /> En opinión del analista en hidrocarburos José Padilla, el acuerdo de dos meses surge porque YPFB necesita tiempo para que los pozos Boicobo Sur X1 y Margarita X10 entren en producción; sin embargo, aseguró que ese proceso requiere más de dos meses.<br /><br /> “Así que Bolivia va a tener que bajarle el 35 por ciento del volumen que se manda actualmente, de lo contrario va a tener multas”, dijo Padilla.</p>

La estatal petrolera trabaja con Argentina para enviarle hasta 12 millones de metros cúbicos día (MMm3d) de gas natural en la época de invierno 2022, volumen inferior en relación a los 14 MMm3d fijados para el invierno de 2021.

La estatal petrolera trabaja con Argentina para enviarle hasta 12 millones de metros cúbicos día (MMm3d) de gas natural en la época de invierno 2022, volumen inferior en relación a los 14 MMm3d fijados para el invierno de 2021.

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