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El LNG se ha convertido en un commodity regional

Posted by tarijaindustrial en julio 14, 2010

Hace casi tres años escribía un artículo en el cual advertía que El gnl se empieza a convertir en un commodity. EL GNL en estos últimos tres años se ha ido consolidando como una fuente segura y confiable de provisión de gas.
El LNG se ha convertido en un commodity regional que tiene un precio de mercado en diferentes HUB’s principalmente el Henry Hub y el NBP, otros que están en proceso son el TTF, Zee-Hub y el Hub Bunde-OudeEmden 

Precios del Gas Natural en Hub's

Precios del Gas Natural en Hub's

  • Henry Hub (HH) : Es el mercado spot y de futuros de  gas natural más grande de los Estados Unidos; está situado físicamente en la Planta de Gas Henry del Sabine y esta operado por el gasoducto Sabine PipeLine que es 100% de Chevron Texaco, se interconecta con nueve gasoductos interestatales y cuatro intraestatales. La cotización del HH se establece en la Bolsa Mercantil de Nueva York (New York Mercantile Exchange-NYMEX).  
  • National Balancing Point (NBP) : Es un punto virtual de intercambio de gas en la red National Grid Transco NGT donde los distintos operadores llevan a cabo transacciones a corto plazo, en la Bolsa de Londres a través del International Petroleum Exchange (IPE) con un máximo volumen intercambiado de 550 bcm/año.
  • Title Transfer Facility (TTF) : Es un mercado virtual que abarca toda la red de transporte holandesa similar al NBP que se negocia en la Amsterdam Power Exchange APX.
  • Zeebrugge Hub (Zee-Hub) : Es un mercado físico ubicado en el Puerto de Brujas con capacidad de almacenamiento, donde llega gas a través de gasoductos procedentes de Francia, Alemania, Noruega, Holanda, Reino Unido, Bélgica y el GNL a través de una planta de regasificación. Los precios están estrechamente relacionados con los del NBP Británico, con un volumen de intercambio de 44 bcm/año.
  • Hub Bunde-Oude Emden : Cercano a Groningen donde se encuentran los campos de gas holandeses y a Emden donde están los tres gasoductos que traen gas de Noruega Europipe1 Europipe2 y Norpipe además con interconexiones con gasoductos procedentes de Holanda Alemania

    Mapa HUB Europeos

    Mapa HUB Europeos

A nivel regional de Sudamérica, el GNL tiene una diversidad de precios, que son fruto del tipo de contrato que tienen, así los que se indexaron al precio Henry Hub para comprar gas, se encuentran favorecidos por las bajas cotizaciones que se registran desde el año pasado, este es el caso de los proyectos GNL de Brasil.

Los que indexaron al Henry Hub para vender a EEUU (que es inevitable debido al precio de mercado que ahí prevalece) como el Proyecto Perú LNG, se encuentran desfavorecidos debido al bajo precio en Boca de Pozo que se le está pagando actualmente US$ 0,18/&MMBTU.

Existe otro tipo de contratos a largo plazo como los que tenemos en Bolivia que están indexados al precio del petróleo los cuales arrojan elevados precios respecto al Henry Hub Bolivia exporta a US$ 6,18/MMBTU al Brasil y a US$ 7,41/MMBTU (3er Trimestre 2010).

Recientemente las Empresas Mineras del Norte Chileno se quejaban que el gas que le llega a través del GNL de Mejillones llega a costar US$ 17/MMBTU, solo comparable con el gas argentino, que estaba llegando a Chile a US$ 17 por millón de BTU, de los cuales US$ 12 corresponden al impuesto; el GNL Quintero entrega el gas a US$ 10/MMBTU, mientras que en Argentina pagan US$ 12/MMBTU por el gas que entrega el barco regasificador, que hace tres años cubre parte del déficit de oferta en Buenos Aires.

Mapa Henry Hub

Mapa Henry Hub

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Precios del GNL en Sudamérica Argentina Brasil Chile y Peru

Posted by tarijaindustrial en septiembre 22, 2008

Actualmente el todavía elevado precio del gas y el petróleo tiene al precio del GNL Latinoamericano por las nubes. Se quedaron muy atrás los tiempos en los que Bolivia le vendía a Argentina el gas a precio solidario de US$ 1 por MMBTU, dicho sea que 1 MMBTU es equivalente a 27 metros cúbicos de gas domiciliario

Mercado Argentino de GNL

La Argentina tiene contratado al Buque Excelsior para la realización de la regasificación del GNL que en principio solo estaba contratado por un corto periodo de tiempo, actualmente se extendió hasta fines de 2012, con la idea de destinar a Chile el carburante durante los meses de calor.

Dicha operación permite la inyección de unos 8 MMMCD al sistema Argentino. El GNL llega al puerto de Bahía Blanca a un precio promedio de US$ 17 MMBTU, que es casi ocho veces mayor al valor que se les reconoce a los productores locales y el doble de lo que se paga a Bolivia.

Mercado Brasilero de GNL

El proyecto Pecem en el Noreste brasilero con una capacidad de inyectar a los gasoductos brasileros 7 MMMCD a partir de este año es la primera terminal de importación de GNL en operación en Brasil, sin embargo la Bahia de Guanabara en las cercanías de Río de Janeiro esta en plena construcción otra terminal de importación con una capacidad de 14 MMMCD; ambos proyectos consideran un precio de US$ 19 MMBTU.

Mercado Chileno de GNL

Desde 2004, cuando comenzó la crisis en los envíos de gas, el impuesto se fijó en 20% del precio de exportación, lo que situó el gravamen en unos US$ 2,25 por millón de BTU. Luego, en 2006 el porcentaje se elevó a 45% del precio del gas importado desde Bolivia, con lo cual el tributo subió hasta US$ 4,75 por millón de BTU, monto que en abril llegó a US$ 7,8 por millón de BTU, en virtud de las revisiones trimestrales de dicha tarifa.

Fue en ese momento cuando el cálculo tomó como base el uso de GNL, con lo cual el tributo que pagan las distribuidoras en Chile se duplicó, llegando hasta US$ 15,9. Finalmente en julio se reajustó nuevamente hasta los US$ 17,2 MMBTU, con lo que se dejo en US$ 22 MMBTU el precio que en Chile se paga por el gas argentino, pues a los US$ 17 del impuesto, se suma el precio del gas y del transporte

ENAP en un seminario de la Conama realizo la primera proyección del precio del GNL Quintero, su precio rondaría entre un mínimo de US$ 19 MMBTU y un máximo de US$ 23 MMBTU.

Mercado Peruano de GNL

El negocio Peruano de GNL esta atado a la Empresa Repsol debido a que la empresa firmó con el Gobierno de Perú un tope al precio del gas que asegura que el incremento acumulado anual no será superior a 5 por ciento en los primeros seis años del suministro, y de 7 por ciento en los cinco años siguientes”, mientras que a México le cobra en base al índice Henry Hub, “el más caro del mundo, fluctuante y con tendencia al alza”.

Este hecho, impide que el Estado recaude mayor tributación y regalías al no poder incrementar el precio, mientras que Repsol lo va aumentando periódicamente. Esto se debe a que mientras Mexico lanzo las bases de licitación para el suministro de gas en 2006, Repsol firmo el contrato con Peru un año y medio antes”.

Esta configuración actual de los precios del GNL en Sudamérica, impulsa una pronta negociación del precio que pagan actualmente el Brasil y la Argentina por nuestro gas, si es que no aceptan la negociación deberíamos como lo hizo la Argentina poner un impuesto a la Exportación de Gas para compensar las diferencias tomando como referencia el precio que pagan por el GNL Importado.

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YPFB y Petrobras conformaran Empresa Mixta para explorar areas reservadas a YPFB

Posted by tarijaindustrial en noviembre 23, 2007

Areas Reservadas de YPFB

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petrobras estan a punto de finalizar las negociaciones para la conformacion de una empresa mixta para explorar áreas reservadas de la estatal petrolera Boliviana.

Actualmente YPFB segun el D.S. 29130 y de conformidad a lo establecido en el Articulo 34 de la Ley Nº 3058 del 17 de Mayo de 2005, se reserva veintiuna (21) areas de interes hidrocarburifero a favor de YPFB (Areas Reservadas) que se encuentran en Zonas Tradicionales y No Tradicionales

En el periodico la razon se habla de un area denominada Astillero sin embargo dicha area no se encuentra identificada como area reservada, las otras tres areas Carohuaicho, Cedro y Huacareta son areas existentes.

Petrobras en su nesecidad de energia para mantener el crecimiento economico de su sector industrial viene a Bolivia al amparo de las nuevas normas de juego entra las mas importantes podemos mencionar que en la formacion de empresas mixtas segun Ley 3058 y D.S. 29130 Art. 3 que defina que la conformacion de Sociedades de Economia Mixta S.A.M. YPFB debe de tener como minimo el 50%+1 de participacion accionaria ademas del control de gestion y administracion de la empresa; este vendria a ser el segundo emprendimiento primero fue PDVSA ahora es Petrobras, luego vendra talvez PEMEX o alguna empresa Rusa o China; el horizonte empieza a despejarse para la desarticulada YPFB pero la empresa no renacera de las cenizas sin recursos frescos para la inversion en exploracion y explotacion.

Lastimosamente anoche en cesion del senado desidieron quitarle todos los posibles recursos con los que podia contar la venta del Recon y las utilidades de las capitalizadas

 

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El Gigante Tupi la esperanza de energia de un pais avido por ella

Posted by tarijaindustrial en noviembre 10, 2007

Luego de vivir la euforia brasilera por el descubrimiento del Gigante Tupi, que es un reservorio con entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de petróleo y gas natural, en un nuevo horizonte geológico en el fondo del Atlántico, debemos de hacer un frio analisis de las verdaderas condiciones del Mega Campo.

Como primer componente debemos mencionar que recien luego del 2011 podra instalar una produccion piloto para avalar su comercialidad, y poder certificar las reservas probadas probables y posibles

Actualmente las plataformas brasileras han llegado a un maximo de 2.700 metros de profundidad, sin embargo Tupi nesecitara un esfuerzo en el uso de tecnologia para producir en aguas ultraprofundas debajo de un manto de sal como el caso de Tupi con una profundidad entre 4.500 a 7.000 metros.

Tupi exigira grandes esfuerzos a los Ingenieros de Petrobras, un monton de alternativas en estos momentos deben de estar siendo barajadas, es un yacimiento gigantesco segun las informaciones proporcionadas pero tambien muy complicado esta 250 Km. metros de la costa brasilera y a una profundidad donde Petrobras no habia llegado, pero esto no es imposible, sin embargo la dificultad viene acompañada de elevados costos de produccion, que pueden estar en el orden de los 30$us/Bbl, como comparacion se debe mencionar que Petrobras extraia en Bolivia en el orden de los 5$us/Bbl en los años de la capitalizacion.

Las Alternativas para la produccion del MegaCampo van desde Plantas de Licuefaccion flotantes que recibirian el gas de los pozos para serconvertido en GNL para ser transportado a tierra por Metaneros; otra posibilidad seria la generacion de Energia Electrica en una Termoelectrica Flotante y la transmision de la energia mediante cables submarinos

Pero los problemas mas serios del proyecto no vienen de la mano de la innovacion tecnologica sino al hacer los numeros, especificamente los costos del Proyecto, si un pozo le costaba a Petrobras 10 Millones de Dolares, en Tupi el costo sera de 120 Millones de Dolares, esto debido principalmente a la capa de sal con una profundidad promedio de 2.000 metros, a esa profundidad la sal se convierte en una masa plastica dificil de perforar debiendo usar tubos de alta resistencia para aguantar la presion y la fuerza que elevan mucho el costo de la operacion petrolera, pero la sal, no solo es dificil de perforar, si no que tambien tiene la caracteristica de distorcionar la imagen sismica.

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Estadisticas del Consumo Brasilero de Gas

Posted by tarijaindustrial en noviembre 8, 2007

Estadisticas del Consumo Brasilero de Gas

consumo brasil

Para sorpresa de todos el año 2007 recibira menos gas que en 2006

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Petrobras subira los precios del gas boliviano en 25% a Sao Paulo y Rio de Janeiro

Posted by tarijaindustrial en noviembre 8, 2007

El estrecho equilibrio con el que juega petrobras respecto al gas consumido por sus industrias y generacion termoelectrica es muy estrecho.

Sin embargo es interesante poder leer que la Directora de Petrobras Maria das Graças Foster asegura que los costos de produccion sufriran un fuerte aumento y que el gas no puede estar separado de las variaciones de los otros combustibles, por lo que el gas natural vendido al Brasil debe subir entre el 15% a 25% encima de la inflacion a lo largo de los proximos años.

Creo que en el brasil estan preparando a sus industrias para la proxima llegada de gas atravez de GNL que como todos sabemos tiene un precio referencial de 8$us/MMCD (con tendecia a subir) muy superior al precio del gas Boliviano que por cierto no esta previsto que sufra un fuerte aumento en los costos de produccion.

Esto a ha obligado a funcionarios a desaconsejar la transformacion de los vehiculos a GNC y tambien a elevado voces de desesperacion en brasil, por la crisis que se viene para el 2008.

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Petrobras invertira US$ 40 Millones en Campo Sabalo

Posted by tarijaindustrial en noviembre 8, 2007

Petrobras invertira US$ 40 Millones de Dolares para ampliar campo de gas boliviano especificamente el Campo San Antonio en la planta Sabalo para garantizar una produccion adicional de 6MMCD, el campo San Antonio entro recientemente en mantenimiento lo que provoco una disminucion en los volumenes de exportacion a la Argentina y al Brasil, actualmente el campo tiene una produccion maxima de 13.4 MMCD.

El nuevo volumen de gas podra estar disponible un año despues del inicio de obras, actualmente un grupo de trabajo  prepara el acuerdo que sera firmado por los presidentes Luis Ignacio Lula da Silva y Evo Morales el 12 Diciembre, todavia habra una nueva reunion entre el ministro de Hidrocarburos de Bolivia Carlos Villegas y Sergio Gabrielli.

Ademas de este acuerdo se prevee el anuncio de la exploracion conjunta en los bloques asignados a YPFB.

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