Economía

Bolivia aún exporta condensado a Argentina junto al gas natural

Capacidad. Según el ministro Sosa, el envío es para evitar acumulación en tanques

Yacuiba. La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco disgregará los componentes del gas rico.

Yacuiba. La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco disgregará los componentes del gas rico. YPFB.

La Razón (Edición Impresa) / Jimena Paredes / La Paz

01:25 / 04 de septiembre de 2014

Bolivia aún exporta condensado (petróleo liviano) a Argentina junto a la corriente de gas natural que se le envía, esto es para evitar que las refinerías, plantas y tanques de almacenaje del país no se acumulen de este hidrocarburo, informó ayer el ministro del área, Juan José Sosa.

El titular de la cartera de Hidrocarburos y Energía realizó esta explicación en una conferencia de prensa que se llevó a cabo la tarde del martes en la ciudad de Tarija. Allí indicó además que la exportación de ese componente asociado al gas natural es a precios internacionales y se efectúa desde junio de 2012.

“A la fecha continuamos exportando condensado a Argentina, algunos excedentes porque lamentablemente nuestras plantas, nuestras refinerías no pueden procesar ese petróleo. Estamos exportando para que no se nos acumule los tachos, no se llenen los tanques de almacenaje”, aseguró.

Planta. A diferencia del petróleo crudo, el condensado tiene poca o ninguna cantidad de hidrocarburos pesados. Añadió que así como se exporta el condensado, se paga a los departamentos productores de gas natural lo que corresponde y al precio de exportación que no es estable o fijo.

“Hay una oferta y demanda en lo que significa el precio, tenemos precios internacionales que rigen en todas estas cosas y estamos trabajando con algunos precios”, complementó.

Como ejemplo de los precios de exportación del crudo, Sosa recordó que en junio de 2012 el barril estaba en $us 89,73; en julio de 2013 llegó a $us 101, y en octubre de 2013, a $us 102. “Se está pagando a Tarija desde junio de 2012 la exportación que está haciendo Bolivia del condensado”.

Con base en declaraciones del presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, a radio Erbol el 28 de enero, La Razón Digital publicó que Bolivia dejará de exportar “gas rico” a Argentina a partir de septiembre, con el inicio de operaciones de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco.

“Vamos a poder separar más componentes del gas rico. Vamos a separar el GLP (Gas Licuado de Petróleo), gasolina, el isopentano, el etano y el propano. Quedándose el gas rico en Bolivia vamos a ratificar, primero, la autosuficiencia de GLP y, además, la vocación exportadora de GLP. Vamos a obtener etano que va a permitir, conjuntamente con el propano, la construcción de una planta petroquímica”, explicó entonces Villegas.

El inicio de pruebas en dicha planta comenzará el 27 de septiembre; sin embargo, entrará en producción a principios de 2015, según YPFB.

La segunda separadora

Ubicación

La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco está en el municipio de Yacuiba del departamento de Tarija, y es la segunda de ese tipo.

Tarija tiene 19 áreas con potencial de hidrocarburos

De acuerdo con el Plan Exploratorio de YPFB, existen 19 áreas en el departamento de Tarija con potencial hidrocarburífero, las cuales fueron estudiadas y están reservadas para la petrolera estatal, informó el Gobierno. El anuncio fue realizado por el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, quien además explicó que entre estas áreas se encuentran Sanandita, Huacareta, Astillero, San Telmo, Sunchal.

“En Tarija tenemos potencial, son 19 áreas que están en este momento ya identificadas con el potencial estudiado, muchas de ellas están ya en curso como en el caso del Aguaragüe Sur A, en Timboy, un proyecto que se está ejecutando y a la fecha se encuentra en evaluación en pozo”.

Añadió que hace poco se acopló una compañía mexicana que trabaja con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en la exploración. “Han agarrado 25 áreas para el estudio y son las con mayor potencial, cinco están en Tarija y están Sayurenda, Villamontes, Algarrobilla, Las Moras y Yobarenda”.

Petrobras pagó en total $us 534 MM

La empresa Petrobras de Brasil canceló en total a YPFB $us 534 millones por la venta de “gas rico” enviado junto a la corriente de gas natural de exportación durante siete años (2007 y 2013). La primera cancelación fue por $us 100 millones por la gestión 2007 y la segunda, por $us 434,4 millones por las gestiones de 2008 a 2013.

La información corresponde al ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, quien además recordó que el lunes el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, confirmó que Petróleo Brasileiro SA (Petrobras) hizo efectivo el pago por los licuables que adeudaban por las gestiones 2008 a 2013.  “Hay un decreto supremo que está y dice que van a ser destinados (los recursos) a YPFB y para que pueda utilizarlo en los proyectos de industrialización que viene encarando”.

El 30 de enero de 2008, el consejo de ministros aprobó los decretos supremos 29434 y 29444 en los que se establece que el dinero que reciba el Estado por la venta del “gas rico” a Petrobras irá a favor de YPFB, para que los invierta en la industrialización del gas natural y para brindar cumplimiento a lo establecido en el decreto de nacionalización de los hidrocarburos.

Sosa enfatizó que en ninguna ley se establece que el Estado debe pagar regalías a los departamentos productores por el “gas rico”. “No hay eso en la norma”, dijo.

Argentina requiere 2.000 MW para su demanda

Argentina “necesita incorporar 2.000 megavatios (MW)” de energía para satisfacer la demanda de su país y es por eso que está interesada en el intercambio de electricidad con Bolivia, informó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa. La autoridad se reunirá por este tema el 18 de este mes con su par del vecino país, Julio de Vido.

Termoeléctrica producirá 480 MW en sus tres fases

La Planta Termoeléctrica del Sur de Tarija generará 160 megavatios (MW) en su fase I, en la segunda otros 160 MW y 160 en la tercera porque se aprovechará el calor de los caños de escape de las turbinas de la fase I y II, informó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa. “Con el vapor llegaremos al 50% de los 320 MW y llegamos a los 480 MW”.

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