<p class="rtejustify"> Al primer cuatrimestre de este año, el gasto por importar combustibles superó a los ingresos por exportar gas natural, según el análisis del economista Jaime Dunn con datos del Instituto Nacional de Estadísticas (INE).<br> En 2017, cuando el barril de petróleo estaba en 51 dólares, la exportación de hidrocarburos generaba 2.633 millones de dólares, mientras que la importación de combustibles costaba 938 millones. Esta situación fue cambiando paulatinamente y la brecha se acortó conforme la producción gasífera declinaba y la demanda por gasolina y diésel aumentaba (ver infografía).&nbsp;<br> Para 2021, las importaciones alcanzaron un valor de 2.250 millones de dólares y las exportaciones llegaron a 2.269 millones, apenas 19 millones más. Sin embargo, hasta abril de este año, las importaciones alcanzaron 985 millones de dólares y las exportaciones generaron 911 millones. Es decir, hay un déficit de 74 millones de dólares, de acuerdo a los datos expuestos por Dunn.<br> "Si la situación continúa se puede esperar este año un déficit, ya que el consumo de combustibles seguirá creciendo y no hay noticias de que se vaya a exportar más hidrocarburos", señaló.&nbsp;<br> El consultor internacional en hidrocarburos, Álvaro Ríos, precisó que la producción de hidrocarburos baja hasta 4,5 por ciento cada año y mencionó que, mientras no se encuentren nuevos pozos, este ritmo se mantendrá. Advirtió que la situación será más delicada con el aumento de los precios de los combustibles en el mercado internacional, como ocurre en la actualidad.<br> Se espera cerrar 2022 con un déficit de entre 300 y 400 millones de dólares en la balanza hidrocarburífera, apuntó Ríos.&nbsp;<br> En marzo de este año, YPFB proyectó ingresos por 2.960 millones de dólares por la exportación de hidrocarburos. En mayo, se informó que se destinaría alrededor de 3.000 millones para importar combustibles.&nbsp;<br> El mismo mes, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, informó que Bolivia recibiría 100 millones de dólares más por vender gas a Argentina en invierno. Esta operación significó reducir los volúmenes de gas enviados a Brasil, que paga menos que Argentina.<br> Que el Gobierno tome medidas para hacer más rentables los hidrocarburos "es una señal de que está preocupado, pero no hay acciones ni políticas que nos muestren que la tendencia vaya a cambiar", indicó Dunn.<br> Aunque los precios internacionales estén por los cielos, si no se tiene gas para vender no se lograrán los ingresos alcanzados en 2014, añadió el economista.&nbsp;<br> Ríos coincidió y dijo que para revertir la situación y la tendencia es necesario modificar las condiciones tributarias y contractuales para hacer más atractiva la inversión extranjera en el país e intensificar la exploración.</p> <p class="rtejustify"> &nbsp;</p> <p class="rtejustify"> <span style="font-size:20px;"><strong>Urge cambiar el marco normativo</strong></span><br> Las autoridades del Ministerio de Hidrocarburos y de la estatal YPFB expresaron en distintas oportunidades la necesidad de reformar el marco normativo para atraer inversión que permita incentivar la exploración petrolífera.&nbsp;<br> Asimismo, se planteó el proyecto del biodiésel como una forma para reducir la importación de diésel oil.&nbsp;<br> El analista Álvaro Ríos indicó que este proyecto es una solución pequeña y no estructural. "La opción es cambiar el sistema tributario y las condiciones contractuales", dijo.&nbsp;<br> En opinión de Ríos, el Gobierno y YPFB están conscientes sobre la situación actual, sin embargo, "en cuanto a decisión política no".</p>

<p class="rtejustify"> Al primer cuatrimestre de este año, el gasto por importar combustibles superó a los ingresos por exportar gas natural, según el análisis del economista Jaime Dunn con datos del Instituto Nacional de Estadísticas (INE).<br /><br /> En 2017, cuando el barril de petróleo estaba en 51 dólares, la exportación de hidrocarburos generaba 2.633 millones de dólares, mientras que la importación de combustibles costaba 938 millones. Esta situación fue cambiando paulatinamente y la brecha se acortó conforme la producción gasífera declinaba y la demanda por gasolina y diésel aumentaba (ver infografía). <br /><br /> Para 2021, las importaciones alcanzaron un valor de 2.250 millones de dólares y las exportaciones llegaron a 2.269 millones, apenas 19 millones más. Sin embargo, hasta abril de este año, las importaciones alcanzaron 985 millones de dólares y las exportaciones generaron 911 millones. Es decir, hay un déficit de 74 millones de dólares, de acuerdo a los datos expuestos por Dunn.<br /><br /> "Si la situación continúa se puede esperar este año un déficit, ya que el consumo de combustibles seguirá creciendo y no hay noticias de que se vaya a exportar más hidrocarburos", señaló. <br /><br /> El consultor internacional en hidrocarburos, Álvaro Ríos, precisó que la producción de hidrocarburos baja hasta 4,5 por ciento cada año y mencionó que, mientras no se encuentren nuevos pozos, este ritmo se mantendrá. Advirtió que la situación será más delicada con el aumento de los precios de los combustibles en el mercado internacional, como ocurre en la actualidad.<br /><br /> Se espera cerrar 2022 con un déficit de entre 300 y 400 millones de dólares en la balanza hidrocarburífera, apuntó Ríos. <br /><br /> En marzo de este año, YPFB proyectó ingresos por 2.960 millones de dólares por la exportación de hidrocarburos. En mayo, se informó que se destinaría alrededor de 3.000 millones para importar combustibles. <br /><br /> El mismo mes, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, informó que Bolivia recibiría 100 millones de dólares más por vender gas a Argentina en invierno. Esta operación significó reducir los volúmenes de gas enviados a Brasil, que paga menos que Argentina.<br /><br /> Que el Gobierno tome medidas para hacer más rentables los hidrocarburos "es una señal de que está preocupado, pero no hay acciones ni políticas que nos muestren que la tendencia vaya a cambiar", indicó Dunn.<br /><br /> Aunque los precios internacionales estén por los cielos, si no se tiene gas para vender no se lograrán los ingresos alcanzados en 2014, añadió el economista. <br /><br /> Ríos coincidió y dijo que para revertir la situación y la tendencia es necesario modificar las condiciones tributarias y contractuales para hacer más atractiva la inversión extranjera en el país e intensificar la exploración.</p> <p class="rtejustify">  </p> <p class="rtejustify"> <span style="font-size:20px;"><strong>Urge cambiar el marco normativo</strong></span><br /><br /> Las autoridades del Ministerio de Hidrocarburos y de la estatal YPFB expresaron en distintas oportunidades la necesidad de reformar el marco normativo para atraer inversión que permita incentivar la exploración petrolífera. <br /><br /> Asimismo, se planteó el proyecto del biodiésel como una forma para reducir la importación de diésel oil. <br /><br /> El analista Álvaro Ríos indicó que este proyecto es una solución pequeña y no estructural. "La opción es cambiar el sistema tributario y las condiciones contractuales", dijo. <br /><br /> En opinión de Ríos, el Gobierno y YPFB están conscientes sobre la situación actual, sin embargo, "en cuanto a decisión política no".</p>

En 2017, cuando el barril de petróleo estaba en 51 dólares, la exportación de hidrocarburos generaba 2.633 millones de dólares, mientras que la importación de combustibles costaba 938 millones. Esta situación fue cambiando paulatinamente.

En 2017, cuando el barril de petróleo estaba en 51 dólares, la exportación de hidrocarburos generaba 2.633 millones de dólares, mientras que la importación de combustibles costaba 938 millones. Esta situación fue cambiando paulatinamente.

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<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"> A menos de un día de vencer el plazo para la firma de la sexta adenda al contrato de compraventa de gas natural con Argentina, la empresa Integración Energética Argentina (Ieasa) no descarta que se caiga la negociación con Bolivia, se retorne a los términos originales del contrato de 2006 para aplicar penalidades económicas a nuestro país, informó ayer el portal Río Negro.</p> <p class="rtejustify"> Mientras tanto, un especialista en hidrocarburos consultado por Los Tiempos observa una estrategia de presión al Gobierno boliviano para reducir costos.</p> <p class="rtejustify"> La medida busca generar una compensación monetaria para cubrir los costos de importación de GNL que Argentina debería asumir, en el caso de que Bolivia no logre satisfacer el volumen requerido por el vecino país.</p> <p class="rtejustify"> El pedido se realiza desde hace 16 años, y se trató de resolver con cinco adendas previas que redujeron el volumen exportado hacia argentina de 27 millones de metros cúbicos día (MMm3d) en 2006 a 14 MMm3d en 2021, como consecuencia de la declinación de la producción de hidrocarburos bolivianos.</p> <p class="rtejustify"> En medio de las negociaciones, medios argentinos dieron a conocer el jueves, que YPFB ofreció enviar 9 MMm3d, lo que representa un 35,71 por ciento menos que lo realizado en 2021.</p> <p class="rtejustify"> “En ese escenario de tensas negociaciones, fuentes del Gobierno al tanto de las tratativas advirtieron que Ieasa no descarta que se caiga la negociación por una nueva adenda”, informó ayer el medio de comunicación Río Negro.</p> <p class="rtejustify"> Los funcionarios argentinos explicaron que se pretende recuperar fondos para compensar la importación de GNL y gasoil. Sin embargo, advierten que la suma de dinero no resuelve el problema.</p> <p class="rtejustify"> “El Gobierno (argentino) estimó que el gas boliviano tendrá este año un precio de 7,47 dólares por millón de BTU (British Thermal Unit), mientras que el gasoil importado se estima que cotizará a 15 dólares para esa equivalencia, y el GNL llegaría gasta los 23 dólares por millón de BTU, con lo cual aún haciendo los reclamos y cobrando de YPFB las multas, lo percibido alcanza para comprar entre la mitad y un tercio del gas que YPFB no enviaría”, señala Río Negro.</p> <p class="rtejustify"> Para el experto en política energética Francesco Zaratti, las declaraciones del Gobierno argentino son una estrategia para presionar a YPFB en la tensa negociación.</p> <p class="rtejustify"> “Argentina va a pretender una compensación en el precio del gas, solicitará a YPFB un menor precio si recibe menos volumen porque tiene que comprar el gas faltante a un precio más caro”, destacó.</p> <p class="rtejustify"> Señaló que Bolivia necesita divisas y debe evitar multas, proyectando una negociación difícil y compleja.</p> <p class="rtejustify"> “La negociación dura va a ser de cuánto se puede rebajar el precio, es decir, hay un límite: para mí, el límite es lo que paga Brasil, porque finalmente si se rompe el contrato se va a un litigio, siempre hay un mercado en Brasil que puede recibir ese gas”, afirmó.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> &nbsp;</p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>YPF AVANZA CON VACA MUERTA</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> A octubre de 2021, la estatal argentina YPF alcanzó la producción más alta de shale oil en Vaca Muerta, el megacampo gasífero ubicado en la Patagonia de Argentina.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> En este periodo, la operadora produjo 61 mil barriles propios por día, según informó revista Petro Química. La meta fue fijada en 54 mil barriles al día.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> Por otro lado, al tercer trimestre de 2021, la petrolera argentina logró mantener el Ebitda por encima de los mil millones de dólares y obtener una ganancia neta de 237 millones de dólares, impulsada por la recuperación de las ventas de combustibles y los mejores precios del gas.</p>

<p class="rtejustify"> A menos de un día de vencer el plazo para la firma de la sexta adenda al contrato de compraventa de gas natural con Argentina, la empresa Integración Energética Argentina (Ieasa) no descarta que se caiga la negociación con Bolivia, se retorne a los términos originales del contrato de 2006 para aplicar penalidades económicas a nuestro país, informó ayer el portal Río Negro.</p> <p class="rtejustify"> Mientras tanto, un especialista en hidrocarburos consultado por Los Tiempos observa una estrategia de presión al Gobierno boliviano para reducir costos.</p> <p class="rtejustify"> La medida busca generar una compensación monetaria para cubrir los costos de importación de GNL que Argentina debería asumir, en el caso de que Bolivia no logre satisfacer el volumen requerido por el vecino país.</p> <p class="rtejustify"> El pedido se realiza desde hace 16 años, y se trató de resolver con cinco adendas previas que redujeron el volumen exportado hacia argentina de 27 millones de metros cúbicos día (MMm3d) en 2006 a 14 MMm3d en 2021, como consecuencia de la declinación de la producción de hidrocarburos bolivianos.</p> <p class="rtejustify"> En medio de las negociaciones, medios argentinos dieron a conocer el jueves, que YPFB ofreció enviar 9 MMm3d, lo que representa un 35,71 por ciento menos que lo realizado en 2021.</p> <p class="rtejustify"> “En ese escenario de tensas negociaciones, fuentes del Gobierno al tanto de las tratativas advirtieron que Ieasa no descarta que se caiga la negociación por una nueva adenda”, informó ayer el medio de comunicación Río Negro.</p> <p class="rtejustify"> Los funcionarios argentinos explicaron que se pretende recuperar fondos para compensar la importación de GNL y gasoil. Sin embargo, advierten que la suma de dinero no resuelve el problema.</p> <p class="rtejustify"> “El Gobierno (argentino) estimó que el gas boliviano tendrá este año un precio de 7,47 dólares por millón de BTU (British Thermal Unit), mientras que el gasoil importado se estima que cotizará a 15 dólares para esa equivalencia, y el GNL llegaría gasta los 23 dólares por millón de BTU, con lo cual aún haciendo los reclamos y cobrando de YPFB las multas, lo percibido alcanza para comprar entre la mitad y un tercio del gas que YPFB no enviaría”, señala Río Negro.</p> <p class="rtejustify"> Para el experto en política energética Francesco Zaratti, las declaraciones del Gobierno argentino son una estrategia para presionar a YPFB en la tensa negociación.</p> <p class="rtejustify"> “Argentina va a pretender una compensación en el precio del gas, solicitará a YPFB un menor precio si recibe menos volumen porque tiene que comprar el gas faltante a un precio más caro”, destacó.</p> <p class="rtejustify"> Señaló que Bolivia necesita divisas y debe evitar multas, proyectando una negociación difícil y compleja.</p> <p class="rtejustify"> “La negociación dura va a ser de cuánto se puede rebajar el precio, es decir, hay un límite: para mí, el límite es lo que paga Brasil, porque finalmente si se rompe el contrato se va a un litigio, siempre hay un mercado en Brasil que puede recibir ese gas”, afirmó.</p> <p class="rtejustify rteindent1">  </p> <p class="rtejustify rteindent1"> <strong>YPF AVANZA CON VACA MUERTA</strong></p> <p class="rtejustify rteindent1"> A octubre de 2021, la estatal argentina YPF alcanzó la producción más alta de shale oil en Vaca Muerta, el megacampo gasífero ubicado en la Patagonia de Argentina.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> En este periodo, la operadora produjo 61 mil barriles propios por día, según informó revista Petro Química. La meta fue fijada en 54 mil barriles al día.</p> <p class="rtejustify rteindent1"> Por otro lado, al tercer trimestre de 2021, la petrolera argentina logró mantener el Ebitda por encima de los mil millones de dólares y obtener una ganancia neta de 237 millones de dólares, impulsada por la recuperación de las ventas de combustibles y los mejores precios del gas.</p>

A menos de un día de vencer el plazo para la firma de la sexta adenda al contrato de compraventa de gas natural con Argentina

A menos de un día de vencer el plazo para la firma de la sexta adenda al contrato de compraventa de gas natural con Argentina

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<p> La exportación de gas natural cayó en 1 por ciento y la de minerales creció en 3 por ciento<strong>, ambos en términos de valor, de enero a marzo de la presente gestión, señala un informe del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) que tiene como fuente al Instituto Nacional de Estadística (INE)</strong>.&nbsp;</p> <p> Entre los productos no tradicionales, el azúcar creció en 246 por ciento, seguido por girasol y derivados con 88 por ciento,<strong> entre los más destacados; mientras que la exportación de gomas cayó en 77 por ciento y los cueros en 39 por ciento.</strong></p> <p> Los productos tradicionales -gas natural y otros hidrocarburos y minerales<strong>- continúan teniendo la mayor participación en las exportaciones con 81 por ciento en términos de valor, mientras que los productos tradicionales </strong>-tiene como principal producto a la soya- tienen una participación del 19 por ciento.</p> <p> En general, al primer trimestre de 2020 las exportaciones bolivianas alcanzaron los 2.031 millones de dólares,<strong> un 2 por ciento más que el valor registrado en el mismo período de 2019. Así mismo, el volumen exportado experimentó un crecimiento del 8 por ciento.</strong></p> <p> A marzo de 2020, el valor y volumen de las ventas externas de productos <strong>no tradicionales registraron una suba del 2 por ciento y 1 por ciento, respectivamente.&nbsp;</strong></p> <p> Entre tanto, las exportaciones de hidrocarburos y minerales aumentaron 2 por ciento en valor y 9 por ciento en volumen,<strong> respecto al primer trimestre de la pasada gestión.</strong></p>

<p> La exportación de gas natural cayó en 1 por ciento y la de minerales creció en 3 por ciento<strong>, ambos en términos de valor, de enero a marzo de la presente gestión, señala un informe del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) que tiene como fuente al Instituto Nacional de Estadística (INE)</strong>. </p> <p> Entre los productos no tradicionales, el azúcar creció en 246 por ciento, seguido por girasol y derivados con 88 por ciento,<strong> entre los más destacados; mientras que la exportación de gomas cayó en 77 por ciento y los cueros en 39 por ciento.</strong></p> <p> Los productos tradicionales -gas natural y otros hidrocarburos y minerales<strong>- continúan teniendo la mayor participación en las exportaciones con 81 por ciento en términos de valor, mientras que los productos tradicionales </strong>-tiene como principal producto a la soya- tienen una participación del 19 por ciento.</p> <p> En general, al primer trimestre de 2020 las exportaciones bolivianas alcanzaron los 2.031 millones de dólares,<strong> un 2 por ciento más que el valor registrado en el mismo período de 2019. Así mismo, el volumen exportado experimentó un crecimiento del 8 por ciento.</strong></p> <p> A marzo de 2020, el valor y volumen de las ventas externas de productos <strong>no tradicionales registraron una suba del 2 por ciento y 1 por ciento, respectivamente. </strong></p> <p> Entre tanto, las exportaciones de hidrocarburos y minerales aumentaron 2 por ciento en valor y 9 por ciento en volumen,<strong> respecto al primer trimestre de la pasada gestión.</strong></p>

La exportación de gas natural cayó en 1 por ciento y la de minerales creció en 3 por ciento, ambos en términos de valor, de enero a marzo de la presente gestión, señala un informe del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) que tiene como fuente al Instituto Nacional de Estadística (INE). 

La exportación de gas natural cayó en 1 por ciento y la de minerales creció en 3 por ciento, ambos en términos de valor, de enero a marzo de la presente gestión, señala un informe del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE) que tiene como fuente al Instituto Nacional de Estadística (INE). 

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<p class="rtejustify"> Los volúmenes de exportación de gas a Argentina deberán subir 6 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a partir de hoy, 1 de mayo, por el inicio del periodo de invierno, tal como lo establece la cuarta adenda al contrato firmada en 2019.</p> <p class="rtejustify"> En pasados días, el presidente de YPFB, Herland Soliz, anunció este incremento de la demanda del mercado argentino, el cual subirá de 10 a 16 MMm3d. La adenda establece que, durante los meses de junio y julio, la demanda volverá a subir hasta los 18 MMm3d.</p> <p class="rtejustify"> YPFB comunicará hoy los acuerdos alcanzados con Argentina y Brasil.</p>

<p class="rtejustify"> Los volúmenes de exportación de gas a Argentina deberán subir 6 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a partir de hoy, 1 de mayo, por el inicio del periodo de invierno, tal como lo establece la cuarta adenda al contrato firmada en 2019.</p> <p class="rtejustify"> En pasados días, el presidente de YPFB, Herland Soliz, anunció este incremento de la demanda del mercado argentino, el cual subirá de 10 a 16 MMm3d. La adenda establece que, durante los meses de junio y julio, la demanda volverá a subir hasta los 18 MMm3d.</p> <p class="rtejustify"> YPFB comunicará hoy los acuerdos alcanzados con Argentina y Brasil.</p>

Los volúmenes de exportación de gas a Argentina deberán subir 6 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a partir de hoy, 1 de mayo

Los volúmenes de exportación de gas a Argentina deberán subir 6 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a partir de hoy, 1 de mayo

<p class="rtejustify"> Las exportaciones de gas natural a Brasil en los últimos días de marzo y los primeros días de abril bajaron de al menos 14 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a un rango 9 y 10 MMm3d, lo que representa una caída de aproximadamente un 35 por ciento.</p> <p class="rtejustify"> Esta información es revelada por analista en hidrocarburos y socio gerente de la consultora Gas Energy Latin América (GELA), Álvaro Ríos, quien afirma que el descenso en las exportaciones surge a consecuencia de una reducción drástica en las nominaciones que realiza Petrobras.</p> <p class="rtejustify"> “La demanda en Brasil por el virus se ha caído notablemente y Petrobras de alguna manera está priorizando gas de producción nacional y del presal en particular y aduce fuerza mayor para el contrato recientemente negociado con YPFB. Los meses de abril, mayo y junio serán críticos en la demanda y quién sabe por qué tiempo más”, indicó Ríos.</p> <p class="rtejustify"> YPFB y Petrobras firmaron el pasado 6 de marzo la octava adenda al contrato de compra-venta de gas natural que establece un volumen de mínimo de 14 MMm3d y un máximo de 20 MMm3d.</p> <p class="rtejustify"> Según Ríos, la crisis económica provocada por el coronavirus afecta más a los países exportadores de petróleo o de energías cuyos precios están vinculados al petróleo, mientras que los países importadores tienen un considerable alivio en sus balanzas comerciales.</p> <p class="rtejustify"> “El caso de Bolivia es patético, donde sus precios de exportación de gas natural, al estar vinculados al precio del petróleo, se desplomarán en este segundo trimestre de aproximadamente 5 a 6,30 USD/MMBTU (dólares por millar de BTU) del primer trimestre a entre 4 a 4,50 USD/MMBTU, según nuestras estimaciones”, dijo Ríos.</p> <p class="rtejustify"> El especialista recordó que los volúmenes exportados a Brasil entre 2011 y 2014, considerados años dorados, oscilaban entre 40 a 48 MMm3d a precios de 9 y 10 dólares por millar de BTU, alcanzando así valores de 5.000 a 6.000 millones de dólares anuales. Mencionó que en el presente las exportaciones se efectúan a la mitad del precio y volumen mencionado.</p> <p class="rtejustify"> “Complejo el panorama para los dólares que necesita el país ahora que debe hacer un fuerte gasto público por la pandemia”, agregó Ríos.</p>

<p class="rtejustify"> Las exportaciones de gas natural a Brasil en los últimos días de marzo y los primeros días de abril bajaron de al menos 14 millones de metros cúbicos día (MMm3d) a un rango 9 y 10 MMm3d, lo que representa una caída de aproximadamente un 35 por ciento.</p> <p class="rtejustify"> Esta información es revelada por analista en hidrocarburos y socio gerente de la consultora Gas Energy Latin América (GELA), Álvaro Ríos, quien afirma que el descenso en las exportaciones surge a consecuencia de una reducción drástica en las nominaciones que realiza Petrobras.</p> <p class="rtejustify"> “La demanda en Brasil por el virus se ha caído notablemente y Petrobras de alguna manera está priorizando gas de producción nacional y del presal en particular y aduce fuerza mayor para el contrato recientemente negociado con YPFB. Los meses de abril, mayo y junio serán críticos en la demanda y quién sabe por qué tiempo más”, indicó Ríos.</p> <p class="rtejustify"> YPFB y Petrobras firmaron el pasado 6 de marzo la octava adenda al contrato de compra-venta de gas natural que establece un volumen de mínimo de 14 MMm3d y un máximo de 20 MMm3d.</p> <p class="rtejustify"> Según Ríos, la crisis económica provocada por el coronavirus afecta más a los países exportadores de petróleo o de energías cuyos precios están vinculados al petróleo, mientras que los países importadores tienen un considerable alivio en sus balanzas comerciales.</p> <p class="rtejustify"> “El caso de Bolivia es patético, donde sus precios de exportación de gas natural, al estar vinculados al precio del petróleo, se desplomarán en este segundo trimestre de aproximadamente 5 a 6,30 USD/MMBTU (dólares por millar de BTU) del primer trimestre a entre 4 a 4,50 USD/MMBTU, según nuestras estimaciones”, dijo Ríos.</p> <p class="rtejustify"> El especialista recordó que los volúmenes exportados a Brasil entre 2011 y 2014, considerados años dorados, oscilaban entre 40 a 48 MMm3d a precios de 9 y 10 dólares por millar de BTU, alcanzando así valores de 5.000 a 6.000 millones de dólares anuales. Mencionó que en el presente las exportaciones se efectúan a la mitad del precio y volumen mencionado.</p> <p class="rtejustify"> “Complejo el panorama para los dólares que necesita el país ahora que debe hacer un fuerte gasto público por la pandemia”, agregó Ríos.</p>

“La demanda en Brasil por el virus se ha caído notablemente y Petrobras de alguna manera está priorizando gas de producción nacional y del presal en particular y aduce fuerza mayor para el contrato recientemente negociado con YPFB. Los meses de abril, mayo y junio serán críticos en la demanda y quién sabe por qué tiempo más”, indicó Ríos.

“La demanda en Brasil por el virus se ha caído notablemente y Petrobras de alguna manera está priorizando gas de producción nacional y del presal en particular y aduce fuerza mayor para el contrato recientemente negociado con YPFB. Los meses de abril, mayo y junio serán críticos en la demanda y quién sabe por qué tiempo más”, indicó Ríos.

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