INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE
Luto en la industria petrolera de Bolivia
monto superior en $us 160.8 MM al del año pasado cuando se ejecutó $us 312 MM en este segmento de la cadena de los hidrocarburos. P10-11
Fue ministro de Planificación del Desarrollo y de Hidrocarburos y Energía. Desde 2009 ocupó el cargo de presidente a.i. de YPFB. En su gestión se inició la construcción de mega plantas y otras obras de infraestructura petrolera. En los últimos días de su vida se lo implicó en denuncias de corrupción. El 24 de enero pasado falleció víctima de un cáncer de esófago. P-14
Foto: Archivo Reporte Energía / Mayo 2012
PLAN 2015. De acuerdo a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para este año el monto previsto para exploración llegará a $us 472.8 MM,
Nro.
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Del 1 al 15 de Febrero de 2015 Precio en: Bolivia Bs. 10 Perú S/. 10 Latinoamérica $us 10 P-5
PETRÓLEO & GAS
Sánchez apunta a exportar productos del gas con valor agregado Foto: Archivo / RE
60% de recursos para exploración por cuenta de YPFB
P-18
MINERÍA
El valor de la producción de minerales cayó un 22% en la gestión pasada
WTI ($us/BBl de petróleo) Enero 24
Enero 25
Enero 26
Enero 27
46.31
45.59
45.15
46.23 44.45
Gas boliviano p/ Brasil *(Sept 2014)
8.60*
Enero 28
Gas boliviano p/ Argentina *(Sept 2014)
10.20*
$us/MMBTU
$us/MMBTU
Diésel internacional
Gasolina internacional
8.88
8.68
Bs/lt
Bs/lt
Henry Hub Natural Gas Price / 28/01
2.8 dollars per million BTU Fuentes: YPFB, theice.com, anh.gob.bo, eia.gov
PETRÓLEO & GAS
Del 1 al 15 de Febrero de 2015
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INFORME. EJECUTÓ BS 204.339 MM EL PASADO AÑO
La entidad detalló que el volumen de combustible secuestrado equivale a Bs 3.037 millones. Asimismo durante estas operaciones se retuvieron 263 vehículos y mercadería ilegal valuada en Bs 12 millones. ┣
TEXTO: LIZZETT VARGAS O.
L
a Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) se incautó de 816.000 litros de combustible en 2014, en cumplimiento de sus atribuciones constitucionales de regular, controlar, fiscalizar y supervisar todas las actividades de la cadena de hidrocarburos en Bolivia. Asimismo la entidad detalló
Cifras
89 %
EJECUCIÓN. Es el porcentaje que ejecutó la entidad reguladora de su presupuesto anual.
que el volumen de combustible secuestrado equivale a Bs 3.037 millones. Durante estas operaciones se retuvieron 263 vehículos y mercadería por un valor de Bs 12 MM. En cuanto a transporte y almacenaje de hidrocarburos se otorgaron 16 autorizaciones de construcción, 18 inspecciones a proyectos de construcción, 37 inspecciones de operación de gasoductos y oleoductos. A su vez se emitieron 10 licen-
cias de operación de gasoductos, se aprobaron 36 pruebas hidrostáticas, se evaluaon 20 sucesos y se asignaron 15 volúmenes de gas natural. En esta misma área, se emitió una resolución administrativa para otorgar 16 licencias de operación transitoria para Plantas de Almacenaje de YPFB Logística; 5 licencias de operación de plantas de almacenaje privadas y se realizaron 117 inspecciones para verificar condiciones técnicas de seguridad y operación de terminales de almacenaje. Por otro lado, uno de los logros más importantes de esta entidad reguladora, fue aprobar la determinación sobre el precio internacional del GNV para autos con placa extranjera que circulan en cuya diferencia en el precio sirve para
Foto: comunicacion.gob.bo
ANH se incautó de 816 mil litros de combustible el 2014
La ANH evitó el contrabando de un importante volumen de combustible en la pasada gestión.
fomentar las conexiones de gas domiciliario. Destaca también que en octubre de 2014 se aprobó el Decreto Supremo 2170, el Reglamento
Técnico para el Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento de las Plantas de Suministro de Combustibles de Aviación en Aeropuertos. ▲
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Del 1 al 15 de Febrero de 2015
Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com
EDITORIAL
Director General Jefe de Redacción Periodista Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación
Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Daniela Landívar
Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Ejecutiva de Cuentas
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larga gestión a la cabeza de YPFB, aunque parece un contrasentido que, un hombre de tal talla y reconocimiento político, no hubiera sido premiado con la titularidad en la presidencia, debiendo mantenerse como interino hasta el día que debió pedir licencia para atender su salud, días antes de su lamentable deceso en Chile. Durante su gestión, se deben reconocer los logros alcanzados en potenciar
Resumen de la edición Gobierno invirtió $us 571.7 MM en generación desde 2010
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El 2014 se concluyeron ocho consultas con indígenas
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Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA
El Estado ejerce el 76% de participación del parque generador de electricidad y el 82% en las líneas del STI.
MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA
ASOCIACIÓN NACIONAL
Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP tribunal@anpbolivia.com
PRENSA
DE LA
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Crecen recalificaciones de cilindros y bajan las conversiones
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La transformación a GNV cayó de 34.359 a 27.141 vehículos. En relación al 2013 se duplicó cambios de cilindros.
Frases y destacados Quién es quién?
Es una publicación quincenal de Reporte Energía S.R.L. Distribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008. ISSN 2070-9218
El informe destaca la formación de 119 monitores indígenas socio ambientales en los últimos tres años.
João Elek, diretor de gobernabilidad y riesgo de Petrobras El nuevo director es ingeniero eléctrico y ha estado operando por más de 30 años en diferentes empresas.
Publicación destacada
Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ
la empresa estatal, impulsando proyectos ambiciosos como las plantas de separación y los primeros pasos en la petroquímica, la integración de las subsidiarias en una armoniosa corporación de intereses comunes y la mayor e histórica producción de hidrocarburos en el país, entre otros muchos. Las tareas pendientes las hereda el sucesor, quien deberá ser capaz de aportar , desde la corporación YPFB, a la construcción de una nueva ley de hidrocarburos, la transparentación absoluta de los procesos de adquisiciones de bienes y servicios y el impulso a la selección del mejor talento humano disponible, gestionando una internacionalización de los niveles salariales y la incorporación de tecnología, para la obtención de mejores resultados exploratorios, desarrollo de proyectos de industrialización y lo más importante, convertir a YPFB en el garante de la seguridad energética del país, desde la perspectiva hidrocarburífera en un escenario mundial de crisis. ▲
pàg
Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Edén García Doria Añez Johnny Auza David Durán
“Durante su gestión, se deben reconocer los logros alcanzados en potenciar la empresa estatal, impulsando proyectos ambiciosos y una producción histórica”
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Staff
o vamos a remontarnos a la prehistoria de la primera y mas poderosa empresa del país, si no a mirar su historia reciente a vuelo de pájaro, descubriendo que en los tres momentos, es decir, antes, digamos después de la caída estrepitosa de dos presidentes interinos, llega un Carlos Villegas precedido de sus fortalezas académicas y su abierta demostración de militancia con la nacionalización de los hidrocarburos, siguiendo los mismos postulados de Solíz Rada, pero sin una posición tan radical y ortodoxa. Villegas impulsó la nacionalización en los hechos, negociando y motivando a las empresas, restableciendo la estructura de una empresa estatal fuerte en el caso de YPFB, con recursos monetarios, humanos y sobre todo, con el sello del proceso "de cambio" postulado por el gobierno del presidente Morales. De esta manera Villegas se convierte en el mejor puntal de esa bandera política y es premiado con una
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N
YPFB antes, durante y después de Villegas
Estudio Global de Reservas de Petróleo y Gas (E&Y) Este informe presenta los resultados de exploración y producción de hidrocarburos en todo el mundo entre 2009 y 2013.
La frase destacada
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Gary Medrano, director ejecutivo de la ANH de Bolivia Se garantizó el abastecimiento de hidrocarburos en el mercado interno mediante el Prode de Producción.
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PETRÓLEO & GAS
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TEXTO: FRANCO GARCÍA S.
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l nuevo ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, planteó avanzar de la industrialización a la exportación de productos con valor agregado a fin de convertir a Bolivia en el Centro Energético de la región. Después de haber nacionalizado el sector hidrocarburífero el 2006 y avanzado hacia la industrialización con las Plantas de Amoniaco – Urea y la futura instalación de la petroquímica en Tarija, y nacionalizado también el sector eléctrico el 2010, ahora la nueva meta es avanzar de la “industrialización a la exportación” de productos con valor agregado, destacó. A su vez en el marco de la entrega de despacho, el ex Ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, destacó el trabajo realizado en sus tres años de gestión,
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CAMBIO. JUAN JOSÉ SOSA DEJÓ UN MINISTERIO SANEADO Y CON POCOS TEMAS PENDIENTES
Luis A. Sánchez plantea exportar productos del gas con valor agregado
El dato
15 años
TRAYECTORIA. Es el tiempo que lleva Luis Alberto Sánchez en el sector hidrocarburos.
el avance que se dio en materia de industrialización de hidrocarburos, los proyectos de exploración de hidrocarburos y la organización de la reunión de Ministros de Industrialización del G77 en la ciudad de Tarija. De igual forma, Sosa explicó el
avance en los proyectos de generación alternativa como la implementación de las Plantas eólica de Qollpana y Solar de Cobija, además de los proyectos hidroeléctricos que se desarrollan, como Misicuni, San José y Miguillas. Por su parte el nuevo titular destacó la labor realizada por su predecesor y dijo “está dejando un Ministerio totalmente saneado, los temas pendientes son muy pocos y eso me da confianza de que con todo el equipo podamos alcanzar los objetivos”. Luis Alberto Sánchez cuenta con una experiencia de 15 años en el sector hidrocarburífero, vinien-
Foto: MHE de Bolivia
El nuevo titular de la cartera de Hidrocarburos y Energía cuenta con una experiencia de 15 años en el sector hidrocarburífero y su último cargo fue vicepresidente de YPFB. ┣
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Juan J. Sosa, ex ministro de Hidrocarburos y Energía y Luis A. Sánchez, actual titular del MHE.
do de la Vicepresidencia Nacional de Administración Contratos y Fiscalización, en Yacimientos Pe-
trolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación, bajo la jefatura de Carlos . ▲
ELECTRICIDAD
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Del 1 al 15 de Febrero de 2015
INFORME. EN TRANSMISIÓN LA INVERSIÓN ALCANZA LOS $US 135.4 MM
Gobierno invirtió $us 571.7 MM Después del proceso de nacionalización en el sector eléctrico, el Estado ejerce el 76% de participación del parque generador de electricidad y el 82% en las líneas del STI. La cobertura en el área rural sigue siendo un desafío. ┣
Adición de potencia por periodo
Adición de líneas de transmisión por periodo
900
600
Nacionalización
500
600 500
300
542 MW 370 MW
116 MW
300
100
587 KM 226 KM
100 0 1999-2005 2006-2009 2010-2014
1999-2005 2006-2009 2010-2014
Fuente: Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas
Fuente: Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas
Foto: Ministerio de Hidrocarburos y Energía
E
767 KM
400 200
0 n los últimos cinco años se invirtió un total de $us 571.7 millones para la generación de energía eléctrica, de acuerdo a datos del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. De esta manera se pudo inyectar más de 542 megavatios (MW) para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), en base a termoeléctricas principalmente, y para una planta solar en un sistema aislado en Cobija, Pando. Todos estos proyectos fueron ejecutados en el periodo 20102014 por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) Corporación, además de YPFB Chaco que ejecutó la central de Bulo Bulo de 50 MW. Cabe señalar que después de la nacionalización de las empresas Guaracachi, Valle Hermoso y Corani en mayo del 2010, el Estado, a través de ENDE ha tomado un papel protagónico en el área de generación eléctrica, asumiendo más del 76% del parque generador del país. Entre los proyectos más importantes ejecutados en el periodo mencionado se destacan la Termoeléctrica del Sur de 160 MW, Entre Ríos con 107 MW y un Ciclo Combinado de 82 MW. Además se inscribe en este grupo el ingreso del primer emprendimiento de energía renovable no convencional al SIN, con la inauguración del parque eólico de Qollpana, Cochabamba de 3 MW. En transmisión, la inversión en proyectos alcanzó los $us 135.4 millones para un total de 767 kilómetros (km) de nuevas líneas en el Sistema Troncal de Interconexión (STI), entre los que se destacan las líneas Caranavi – Trinidad de 368 km, Punutuma – Tarija de 255 km y Chaco – Tarija de 138 km.
Nacionalización
800 700
400
200 TEXTO: EDÉN GARCÍA S.
A su vez con la nacionalización de TDE (Transportadora de Electricidad) el Estado tiene más de 82% de participación en la transmisión de electricidad. Con todos los trabajos mencionados, además de proyectos en sistemas aislados, la cobertura eléctrica en Bolivia hasta el 2014 alcanzó el 86%, siendo 97% para la zona urbana y 66% para el área rural. 9.8% DE RESERVA ELÉCTRICA Durante la gestión pasada el SIN tuvo una reserva promedio de 9.8%, lo que permitió una operación sin muchos incidentes, a excepción de los apagones suscitados en Santa Cruz de la Sierra los cuales, sin embargo, no fueron por falta de generación, sino por la poca confiabilidad en el suministro eléctrico para esta ciudad. La demanda máxima se registró el 16 de octubre con 1.298 MW, con la que la capacidad efectiva de oferta en diciembre fue de 1.614 MW. SE REDUJO CONSUMO DE DIÉSEL El uso del diésel para la generación eléctrica se redujo en un 35% en los últimos tres años en Bolivia debido a la integración de los sistemas aislados al SIN y la implementación de la planta solar en Cobija. En el 2012 el consumo del derivado del petróleo alcanzaba los 59.4 millones de litros, mientras que en el 2014 esta cifra se redujo a 38.7 millones. Beni, el departamento que más diésel consume para la generación de electricidad, registró casi la totalidad de esta reducción, ya que de 41.8 millones de litros que consumía en el 2012, pasó a
La termoeléctrica del Sur de 160 MW es el proyecto de generación de mayor envergadura inaugurada en los últimos 5 años.
demandar menos de la mitad de este volumen en la gestión pasada (19.3 millones). En los últimos tres años, diferentes poblaciones de este departamento se interconectaron paulatinamente al SIN, mediante la línea Caranavi – Trinidad, lo que disminuyó sustancialmente el uso del diésel para la generación en los sistemas aislados. Otro departamento de importante consumo es Pando que en el periodo mencionado tuvo un leve incremento de casi 2 millones de
DATOS
ENERGÍAS ALTERNATIVAS. El ingreso del parque éolico de Qollpana inició la apertura del SIN a las energías alternativas. Se prevé la ampliación de este complejo para finales de este año. EMERGENCIA. Cabe recordar que los apagones suscitados en los años 2010 y 2011, obligaron al Gobierno a instalar varias termoeléctricas con el fin de paliar la emergencia por falta de generación.
litros, hasta alcanzar los 13.8 millones en el 2014. Sin embargo se espera una reducción para el 2015 con la inauguración de la planta solar en el pasado mes de octubre. Santa Cruz, por su parte, aumentó su consumo de 5.1 millones de litros en el 2012 a 5.5 millones a la gestión pasada. Entretanto Chuquisaca y La Paz, cuya demanda de diésel para energía eléctrica no superaba el medio millón de litros, no registró consumo de este recurso en el 2014. ▲
ELECTRICIDAD
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M en generación desde el 2010
Gobernación de Santa Cruz construye planta generadora
Cobertura eléctrica Urbano-Rural 86% 64%
90%
67% 97%
87%
64% 25%
33%
2001 2005 2014 Urbano Rural Bolivia
Foto: Ministerio de Hidrocarburos y Energía
Fuente: Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas
La demanda máxima registrada en el 2014 fue de 1.298 MW.
▶ Con una inversión de Bs. 43 millones, el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz puso en marcha la construcción de una planta generadora a diésel en Ascensión de Guarayos, con la finalidad de satisfacer el crecimiento de la demanda en esa zona y sus alrededores. De acuerdo al secretario de Hidrocarburos, Energía y Minas de esta entidad gubernamental, Herland Soliz, se trata de la primera planta generadora de esta envergadura que construyen en el departamento, la cual tendrá una potencia de 4 MW y beneficiará a la provincia Guarayos y Ñuflo de Chávez. Para ello a mediados de diciembre del 2014, se procedió a la adjudicación a la Empresa de Servicios Electromecánicos (ESE) para la construcción y puesta en marcha de esta central, que funcionará a diésel. Una vez concluido el proyecto previsto para el primer trimestre del 2016, Soliz indicó que se tiene un convenio con la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), para que esta entidad se encargue de la operación y mantenimiento de
Inversión
180
la cobertura eléctrica en Santa Cruz alcanzó la gestión pasada el 93%, siendo que en el 2006 la misma era de 45%, según Soliz.
2014. Es el monto destinado de inversión para la construcción de cerca de 2.000 km de líneas en la gestión pasada.
ENERGÍAS ALTERNATIVAS Tomando en cuenta que existe muchas zonas en el departamento donde la construcción de líneas eléctricas son poco factibles por motivos técnico – económico y ambiental, la Gobernación ejecuta planes para llegar a estas comunidades con energías alternativas. Es por ello que en el 2014, se entregó un total de 2.500 paneles fotovoltaicos para la generación de electricidad en comunidades alejadas de los sistemas eléctricos. De acuerdo a la explicación técnica de la Gobernación, el sistema fotovoltaico tiene vida útil de 10 años, con capacidad de almacenar energía para 4 días en baterías de litio y abastecer a tres focos portátiles. Por otro lado, la Gobernación realizará estudios para conocer el potencial geotérmico de Aguas Calientes en Roboré y la posibilidad de instalar un parque solar en la zona de Itakuati y Guaraca, de la provincia Cordillera.
Bs/MM
la planta. “Esta oferta energética no fue capaz de realizar el Gobierno Nacional, por lo tanto estamos en proceso de construcción de esta planta con recursos de la Gobernación”, añadió. La demanda en energía en Santa Cruz es cada vez mayor y en la zona rural esto se debe, en gran parte, a que cada vez se aumentan nuevos usuarios con la construcción de líneas de media y baja tensión en todo el departamento. En el 2014 el secretario de Hidrocarburos, Energías y minas informó que se invirtió Bs 180 millones para la construcción de casi 2.000 kilómetros de líneas y que desde el 2006 se construyeron 7.000 kilómetros de ellas. Producto de estos proyectos,
ELECTRICIDAD
8
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Del 1 al 15 de Febrero de 2015
PLANES. INGRESARÁN EN ESTE AÑO TRES PLANTAS DE GENERACIÓN
ENDE ejecuta 17 proyectos para el SIN Son 6 proyectos de generación, 8 de transmisión y 3 de distribución que se pondrán en marcha hasta el 2020. Se destacan el ingreso de hidroeléctricas y energías alternativas para lograr un cambio en la matriz energética del país. ┣
Potencia
80 MW
MISICUNI. Es la potencia de la primera hidroeléctrica que pondrá en marcha ENDE en este año, desde su refundación.
DATOS
EN ESTUDIO. Existen otros proyectos que están en etapa de estudios para su ingreso en la próxima década. En generación son 7 centrales que tienen un potencial de 3.520 MW y en transmisión líneas por cerca de 1.000 kilómetros.
Evolución de la ejecución presupuestaria para proyectos de inversión 1.000,00 900,00 800,00 700,00 600,00 500,00 400,00 300,00
L
a Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y sus subsidiarias ejecutan un total de 17 proyectos en toda la cadena eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), los mismos que se inaugurarán paulatinamente hasta el 2020. De acuerdo a la estatal eléctrica, se trata de 6 proyectos de generación, 8 de transmisión y 3 de distribución que se construyen en diferentes partes del país. En generación se destaca la termoeléctrica de Warnes de 200 megavatios (MW) que pondrá en marcha ENDE Andina en los primeros meses de este año. La central, que se instala en el municipio de Warnes del departamento de Santa Cruz, garantizará el suministro de energía eléctrica para el nuevo Parque Industrial Latinoamericano, que se prevé será el más grande de Bolivia y de la región. La inauguración está programada para los primeros meses de este año con una inversión de Bs. 1.190 millones. Para este año, ENDE también pondrá en operación la primera fase de la hidroeléctrica Misicuni de 80 MW de potencia, que luego, en una segunda fase, alcanzará los 120 MW. Aparte de generar energía
para el SIN, Misicuni mejorará la provisión de agua potable y riego para el departamento de Cochabamba. La inversión del proyecto en su componente eléctrico que está a cargo de ENDE Matriz, alcanzará los Bs. 794 millones Asimismo, la estatal eléctrica ejecuta otros dos proyectos hidroeléctricos que están ubicados en Cochabamba y La Paz. En el Chapare cochabambino, la empresa Corani, subsidiaria de ENDE, se encargará de poner en marcha la central de San José que aprovechará la cascada Corani Santa Isabel, generando una potencia de 124 MW. Requiere una inversión de Bs. 1.704 millones y se inaugurará en el año 2017. Dos años después, ENDE Casa Matriz tiene previsto iniciar operaciones de la hidroeléctrica Miguillas, que se ubicará en la provincia Inquisivi de La Paz. Inyectará 200 MW al SIN, con una inversión de Bs. 3.115 millones. En energías alternativas se prioriza dos proyectos importantes que por su magnitud consolidarán el ingreso de estas fuentes al SIN. Cabe señalar que la primera experiencia se dio a principios de enero del 2014 con el ingreso de la planta eólica de Qollpana, compuesta de dos aerogeneradores que producen 3 MW de potencia. Por lo que hasta finales de este año, se prevé la ampliación de este parque eólico, añadiendo 21 MW, para alcanzar una poten-
200,00 100,00 0,00
2009 2010 2011 2012 2013 2014* preliminar 132,61 232,72 300,05 399,64 675,95 862,74 EJECUCIÓN %EJECUCIÓN 29,5% 44,8% 44,1% 70,0% 75,6% 77,3% Fuente: ENDE
Foto: Ministerio de Hidrocarburos y Energía
TEXTO: EDÉN GARCÍA S.
Parque eólico de Qollpana generará 24 MW con la ampliación que se prevé concluirá este año.
cia instalada total de 24 MW en Qollpana. El segundo proyecto de energía alternativa se desarrolla en la provincia Sud Lípez, del departamento de Potosí y se denomina Laguna Colorada. Se trata de un emprendimiento geotérmico que
generará 50 MW al SIN. Requerirá una inversión de Bs. 1.812 millones, para brindar suministro y estabilidad de energía eléctrica al Sur Oeste de Bolivia. La fecha de inicio de operaciones de Laguna Colorada está prevista para el año 2020.
TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN En transmisión eléctrica, se trabaja en diferentes proyectos para expandir y dar confiabilidad al Sistema Troncal de Interconexión (STI) durante esta gestión. Entre ellos destacan la línea Cochabamba – La Paz de 275 Km de longitud, que mejorará el intercambio de bloques de energía entre los departamentos de Cochabamba y La Paz y una mayor confiabilidad en el Sistema Norte. La inversión que se ejecuta es de Bs. 243 millones. Otra importante línea es la de Yucumo – San Buenaventura de 120 Km y Bs 131 millones de inversión. Este proyecto permitirá un mejor suministro a las poblaciones Rurrenabaque, Yucumo, Ixiamas, Tumumpaza, San Buenaventura, Reyes en el departamento de Beni. Entretanto, para el segmento de distribución ENDE, mediante sus subsidiarias Delapaz y Elfec, ejecuta 3 proyectos de electrificación que beneficia a las áreas urbana y rural de Cochabamba y La Paz, con una inversión de más de Bs 106 millones. ▲
ELECTRICIDAD
Del 1 al 15 de Febrero de 2015
TEXTO: EDÉN GARCÍA S.
L
os diferentes proyectos de energías alternativas y electrificación rural enmarcados en el Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad (PEVD), lograron beneficiar a más de 53 mil familias en el 2014, según reportes de este programa, dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Además la ejecución presupuestaria alcanzó un 57.7% con un monto de Bs. 105.3 millones, los cuales fueron destinados a proyectos de inversión, transferencias a gobernaciones y la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y gastos corrientes. El PEVD fue creado en julio del 2008 con el objetivo de integrar todos los programas y proyectos de energía eléctrica que eran financiados por la cooperación internacional, bajo los lineamientos de acceso universal y mejora de las condiciones de vida de los bolivianos. Los proyectos reciben una contraparte mínima de los gobiernos departamentales, municipales y Tesoro General de la Nación (TGN), además de transferencias del Fondo de Desarrollo del Sistema Financiero y Apoyo Productivo (Fondesif) y el Fondo Nacional de
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RECURSOS. CUENTA CON FINANCIAMIENTO DE ORGANISMOS INTERNACIONALES
Beneficiarios del PEVD sumaron más de 53 mil en última gestión
Cifra
Foto: javiertineo.net
Los componentes de este programa están dirigidos a la construcción de redes eléctricas, energías alternativas y cocinas mejoradas para el área rural del país. ┣
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105.3 Bs/MM
INVERSIÓN. Es el monto ejecutado en la gestión pasada para los componentes del PEVD.
Desarrollo Regional (FNDR). En la gestión pasada, el componente del PEVD que mayor inversión y actividad registró fue el Programa de Electrificación Rural (PER) que ejecutó un total de 17 proyectos de construcción de redes y líneas de transmisión y distribución eléctrica en seis departamentos del país. La inversión registrada de este componente que cuenta con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) fue de Bs 61 millones. La cantidad de familias beneficiadas con estos proyectos suman 26.324, principalmente de Cochabamba y La Paz. Estos dos departamentos también se beneficiaron de proyectos
Comunidades de Cochabamba, La Paz y Beni son los principales beneficiarias de los proyectos.
de electrificación rural, bajo el programa IPER (Implementación de Proyectos de Electrificación Rural). Se trata de 11 proyectos que actualmente continúan en ejecución, de los cuales 10 se desarrollan en La Paz.
Los proyectos se ejecutan con recursos de las gobernaciones y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía con un total de Bs 37.6 millones y Bs 14 millones provenientes de transferencias de recursos provenientes del FNDR y del Fondesif.
Por su parte, el componente de Acceso a Energías Modernas con fondos de Dinamarca, que también está en etapa de ejecución, permitirá a 5.500 familias de Pando contar con sistemas fotovoltaicos para la autogeneración de electricidad y cocinas mejoradas que evitan la contaminación del humo en los hogares que cocinan a leña. La inversión destinada para este proyecto alcanzó los Bs. 6.8 millones en la gestión pasada, de los Bs 8.8 millones que se tienen comprometidos. Mientras tanto, el componente de energías renovables, financiado por la Banco de Desarrollo Alemán (KfW, por su sigla en alemán) prevé la construcción de cinco microcentrales hidroeléctricas para beneficiar a un total de 1.620 familias. Los proyectos que están en etapa de licitación, incluyen cuatro microcentrales para La Paz y una en Chuquisaca con una inversión comprometida de Bs. 49.4 millones. ▲
PETRÓLEO & GAS
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Del 1 al 15 de Febrero de 2015
YPFB. IMPULSA DOS PROYECTOS IMPORTANTES COMO SON LLIQUIMUNI E ITAGUAZURENDA
Bolivia: 19,7% del presupuesto 2 hidrocarburos se destina a explo
El reto para este año, según YPFB, es lograr la inversión de $us 2.400 MM en el sector hidrocarburífero, de los cuales $us 1.430 millones corresponden a las actividades de exploración y explotación.
UBICACIÓN DE LOS 15 NUEVOS CONTRATOS E&E
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TEXTO: FRANCO GARCÍA S.
P
- Potencial aproximadode 22TCF, según Convenios de Estudios. - Inversión de MM $us. 235 en primera Fase (3 a 5años). Fuente: VMEEH-MHE
ese a la incertidumbre en la realización de proyectos a nivel mundial por la baja del precio del petróleo, en Bolivia el sector hidrocarburos tiene programado aumentar los montos destinados para exploración a fin de aumentar las reservas y garantizar los compromisos con el mercado interno y externo. Según el Programa de Inversiones 2015 difundido por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para este año en total se dispondrá de $us 472,8 millones, que representan el 19,7% del presupuesto para toda la cadena de hidrocarburos. De este monto, $us 114,2 millones corresponden a YPFB Casa Matriz, $us 165,4 millones a empresas subsidiarias, y $us 193,1 millones a empresas operadoras. El monto previsto para exploración en Bolivia en este año es superior en $us 160.8 millones (34%) en relación al 2014 cuando se ejecutó $us 312 millones. En esta gestión se tiene prevista la perforación de 17 pozos exploratorios, la conclusión de 11 en este año y el inicio de otros 6. Además se programó 17 Adquisiciones Sísmicas 2D y 3D, que comprenden la conclusión de seis adquisiciones sísmicas (5 en 2D y 1 en 3D) e iniciar otras seis adquisiciones sísmicas 2D y 5 Adquisiciones Sísmicas 3D. De igual forma se tienen contemplado el inicio de 3 labores magnetotelúricas, una adquisición SFD (detección de campos de esfuerzo) y contar con cuatro convenios de estudios desarrollados. El reto para este año, según YPFB Corporación, es lograr la inversión de $us 2.400 millones en toda la cadena del sector hidrocar-
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Del 1 al 15 de Febrero de 2015
2015 en oración burífero, de los cuales $us 1.430 millones corresponden a las actividades de exploración y explotación. Entre los hitos más importantes para el 2015, resaltan la conclusión de la perforación del pozo de LLiquimuni en el norte paceño y el inicio de la perforación del pozo Itaguazurenda, que vuelven a consolidar a YPFB Casa Matriz en la actividad de la exploración. Por otra parte, este año se dará inicio a la operación comercial de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, consolidando a Bolivia como país exportador de GLP. También se dará inicio a la operación de la Planta de Gas Natural Licuado (GNL) de Río Grande. En cuanto a la industrialización, la construcción de la Planta de Amoniaco y Urea alcanzará un 90% de ejecución, ya habiéndose concluido la ingeniería de detalle. Junto con los proyectos de Lliquimuni e Itaguazurenda, en la gestión 2015 YPFB encara el mayor reto de su historia en el campo de exploración a través de la implementación del Plan Intensivo de Exploración, en el marco de este plan se dio el inicio de las operaciones de adquisición sísmica en el norte de La Paz con más de 2.000 km lineales de sísmica. Asimismo, se proyectan ejecutar en el corto y mediano plazo, proyectos de adquisición sísmica en los campos Sararenda, Carohuaicho, Oriental; y la perforación de varios pozos exploratorios de los campos San Miguel, Dorado sur, Iñiguazu, Sararenda, Machareti, Itacaray, Aguaragüe norte, afianzando el compromiso de YPFB con toda la nación de incrementar reservas de hidrocarburos. En este año se tiene planificado el mantenimiento de la producción en niveles similares que la gestión 2014 de acuerdo a los compromisos asumidos en los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTPs). En 2016 se tiene previsto el incremento en la producción de hidrocarburos con el ingreso del campo Aquio – Incahuasi en su primera fase con 6,5 MMmcd y en una segunda fase con otros 6,5 MMmcd adicionales, haciendo un total del campo de 13 MMmcd. ▲
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CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS APROBADOS POR LA ALP N° Área de Contrato Participantesdel Contrato 1 Sanandita Exploración-Eastern Petroleum& Gas S.A. Explotación-SAM a ser conformada entre YPFB (60%) y Eastern (40%) 2 Azero Exploración-Total E&P Boliviey GP Exploración y Producción SL Explotación-SAM entre YPFB (55%) y Total (22.5%) y GP Exploración y Producción (22.5%) 3 Cedro Exploración-Petrobras Bolivia Explotación-SAM entre YPFB (55%) y Petrobras Bolivia (45%) 4 Isarsama Exploración y Explotación-YPFB Chaco S.A. (100%) 5 San Miguel 6 El Dorado Oeste 7 Huacareta Exploración-BG Bolivia Corporation Explotación-SAM entre YPFB (55%) y BG Bolivia Corporation(45%)
Ubicación Departamento Tarija
Chuquisaca-Santa Cruz Santa Cruz Cochabamba Santa Cruz Tarija-Chuquisaca Fuente: VMEEH-MHE
CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS EN TRAMITE Y AUTORIZADOS POR LA ALP N° Área de Contrato 1 Sunchal 2 Carohuaicho8D 3 Oriental 4 Carohuaicho8A 5 Carohuaicho8B 6 Carohuaicho8C 7 San Telmo 8 Astillero
Participantesdel Contrato Exploración–Petrobras Bolivia Explotación Explotación-Operador-SAM-entre YPFB (55%) y Petrobras Bolivia (45%) Titular y Operador–YPFB Andina S.A. Titulares–YPFB Andina S.A. (50%), YPFB Chaco S.A. (50%)Operador-YPFB Andina S.A. Titular y Operador –YPFB Chaco S.A. Titulares–YPFB Andina S.A. (50%) YPFB Chaco S.A. (50%) Operador-YPFB Andina S.A. Exploración y Explotación YPFB Andina S.A YPFB Chaco S.A OperadorYPFB Chaco S.A.. Exploración-Petrobras Bolivia S.A. Explotación-Operador-SAM -YPFB (55%) Petrobras Bolivia S.A. (45%) Exploración-Petrobras Bolivia S.A. Explotación-Operador-SAM-YPFB (55%) Petrobras Bolivia S.A. (45%)
Ubicación Departamento Tarija Santa Cruz-Chuquisaca
Santa Cruz
Tarija
Fuente: VMEEH-MHE
ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROSAUTORIZADAS POR EL MHE - SÍSMICA 3D N° Empresa Área Contenido del Programa 1 Repsol E&P Bolivia S.A. Huacaya 950 km2 2 Petrobras Bolivia S.A. San Antonio (Sábalo) 1368 km2 3 PluspetrolS.A. Tacobo-Curiche 750 km2 TOTAL 3068 km2
Situación Actual Trabajos de campo concluidos e inicio de procesamiento e interpretación de datos. Con Licencia Ambiental. Con Licencia Ambiental. Fuente: MHE
ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROSAUTORIZADAS POR EL MHE - SÍSMICA 2D N° Empresa Área Longitud total 1 YPFB Nueva Esperanza 1016 km 2 YPFB Rio Beni 1434 km 3 YPFB Andina S.A. Sara Boomerang III -NW 115 km 4 YPFB Andina S.A. Camiri-Guairuy-Carohuaicho8D 392 km 5 YPFB Petroandina SAM Iñau 493 km 6 Repsol E&P Bolivia S.A. Margarita 255 km 7 Repsol E&P Bolivia S.A. Itacaray 49 km TOTAL 3754 km
Situación Actual En trámite de Licencia Ambiental. Con Licencia Ambiental. Se adquirieron datos de campo en segundo semestre 2014. Se adjudicó a la empresa SINOPEC, se inicio trabajos en segundo semestre 2014. Procesamiento e interpretación de datos. Trabajos de campo concluidos e inicio de procesamiento e interpretación de datos. Fuente: MHE
Cifras
2000
104 ÁREAS RESERVADAS PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
km lineales
PLAN INTENSIVO. Es la cantidad de adquisiciones sísmicas que se realizarán en el Norte de La Paz..
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MMmcd ADICIÓN. Es el volumen de gas de Aquio - Incahuasi que se sumará a la producción nacional el 2016.
Fuente: VMEEH-MHE
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Boris Santos Gómez Úzqueda
OPINIÓN
Consultor del sector privado
Buscando inversiones en un mundo de precios bajos L
a caída de precios del barril de petróleo afecta en lo inmediato a las finanzas del país. Adicionalmente hay dos golpes que eso ocasionará y que aún no se dimensionaron: primero que será muy complicado buscar inversionistas internacionales para que inviertan en negocios de exploración/producción/refino de petróleo/gas en el país, dado los precios bajos; y segundo: esta coyuntura obligará, técnicamente, a que el Estado boliviano sea el (¿único?) gran inversor del sector de hidrocarburos. Vale decir que el Estado deberá poner gran parte de las RIN (reserva internacional neta) en proyectos del sector. Ahora sí, definitivamente, se necesita un nuevo marco normativo, legislativo y regulatorio. Una cosa es ser presidente de un país con el precio de barril a $us 100 y otra diferente a $us 40. Y esa comparación gráfica se puede atribuir a países como Venezuela (petrolero) o Bolivia (gasífero). Varios bonos y programas sociales no-sostenibles van a sufrir recortes, de seguro. Primero que nada felicitaría que el nuevo ministro del sector hidrocarburos sea parte de las nuevas generaciones de bolivianos menores de 50 años dispuestos a construir una visión diferente a la actual. Vuelvo a sugerir al Parlamento que
en el marco de la discusión de una nueva ley de Hidrocarburos se redefinan roles del Ministerio, de la Agencia y de la estatal petrolera. Un paso significativo en esta reforma energética boliviana sería que el ministro de Hidrocarburos sea al mismo tiempo presidente de YPFB para tener el mando político adecuado y manejar la política energética que hoy más que nunca se moverá en aguas complicadas. Con ese elemento y buscando una ley sectorial con las estatales convertidas en corporaciones institucionalizadas alejadas del tema partidario se tendría que priorizar el desarrollo de las actividades de explotación/exploración. Deben haber nuevas metas: no es extraño pensar para este quinquenio y con inversión adecuada alcanzar producción de más de 100 MMmcd de Gas Natural y aproximadamente 100 Mbpd de líquidos. Obviamente para ello se debe considerar de una vez movilizar parte de las RIN e invertir mayores montos que los señalados pero en el marco de una reforma integral al sector. Urge upgrade mejora y expansiones en sistemas de transporte, logística y almacenaje. Además inversión en el sistema boliviano de refino. Continuar inversiones en me-
joramiento permanente de infraestructura de plantas de extracción de líquidos de la corriente de Gas Natural, para contar con nuevos volúmenes de GLP. Finalmente re-valorizar el rol de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) porque la fase de industrialización debería comenzar con un “proyecto estrella” dar el salto cualitativo en ese acápite: implementación de un proyecto GTL (que de todas formas viene ya establecido en anteriores planes de inversión y a ser ejecutado por la EBIH). En el marco de una Nueva Política Energética (NPE) que el país podría debatir e implementar con urgencia se debe adecuar, uniformar y tener en cuenta un solo Plan Maestro (actualmente existen varios los planes trazados por la administración estatal: el Plan de Inversiones 2009 – 2015 de YPFB Corporación, Plan de Industrialización 2011 – 2020, Plan de Exploración 2011 – 2020 y Plan sectorial de Hidrocarburos de la Agenda Patriótica 2025). Armonizar y redactar una sola visión boliviana con su respectivo Plan Maestro, sería ideal. A estos se suman los planes de corto y mediano plazo, como ser el Plan Estratégico Corporativo 2015 – 2019 y el Plan Anual Corporativo 2015,
Foto: Archivo YPFB
Según el articulista un paso significativo en esta reforma energética boliviana sería que el ministro de Hidrocarburos sea al mismo tiempo presidente de YPFB para tener el mando político adecuado y manejar la política energética.
Según Boris Gómez se debe subir la producción a 100 MMmcd de gas y 100 Mbpd de líquidos.
que señalan estrategias, proyectos, resultados y metas a alcanzar en el sector de hidrocarburos. La época de los "parches" e improvisaciones terminó. Debe encararse una real transformación del sector energético boliviano: nueva Ley, instituciones fortalecidas e institucionalizadas e inversiones a escala desde el Estado: las inversiones proyectadas no van a ser suficientes si es que realmente se desea dar el paso real a la industrialización (se anunció inversión de $us 2.400 millones en toda la ca-
dena del sector y sólo 1.430 millones corresponden a exploración/ explotación). Urge apurar inversiones para que ingrese a funcionar la Planta de Amoniaco y Urea (aún en construcción). Finalmente se ratifica la voluntad de la sociedad civil organizada en contribuir a la deliberación de una NPE a través de un consejo nacional de energía e hidrocarburos que colabore al Legislativo en la redacción de la nueva Ley; y al ministro del sector en establecer un Plan Maestro. ▲
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EEC-GNV. MÁS DE 27 MIL VEHÍCULOS SE TRANSFORMARON EL 2014
Crecen recalificaciones de cilindros y bajan las conversiones a GNV
Total General
SUCRE 1.626 LA PAZ
1.776
COCHABAMBA 2.413 ORURO 541 POTOSI 1.658 TARIJA 1.408 SANTA CRUZ
6.718
TOTAL 16.140 Fuente: Informe 2014, EEC-GNV
Cifras
10.692 cilindros
MANTENIMIENTO. Es el número de recalificación y reposición de cilindros que realizó la EEC-GV durante el 2014.
80
TEXTO: LIZZETT VARGAS O.
$us MM
E
l 2014, según la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular EEC-GNV, el número de transformaciones, comparado con 2013, fue menor debido a que se duplicó el número de mantenimiento de equipos de conversión a GNV, de recalificaciones y reposiciones de cilindros y se inició el programa de transformaciones de vehículos de diésel a GNV. De este modo la cifra de conversión cayó de 34.359 a 27.141 vehículos. En detalle, Santa Cruz y La Paz, fueron las ciudades con mayor número de conversiones a nivel nacional con un 30% y 29% respectivamente. Asimismo, se destaca que el mes con mayor número de cambios a nivel nacional, fue octubre con 4.762 conversiones. La EEC-GNV ejecutó el Programa de Recalificación y/o Reposición de Cilindros para GNV, en los departamentos La Paz, Santa Cruz, Cochabamba, Chuquisaca y Tarija. En esta actividad la entidad logró superar los datos del 2013 de 4.923 a 10.692 man-
Buses de Diésel a GNV
Departamento
Foto: eecgnv.gob.bo
La transformación a GNV cayó de 34.359 a 27.141 vehículos. Sin embargo en comparación con el 2013, en el 2014 se logró duplicar los cambios de cilindros de 4.923 a 10.692. ┣
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IMPACTO. Es la cifra que ahorró en 4 años el Estado con la conversión a GNV de 108.817 vehículos.
En el taller de recalificación los cilindros para GNV son despintados para una inspección física externa, luego son sometidos a pruebas de ultrasonido.
tenimientos realizados el 2014 en todo el país. La inversión en esta área significó más de Bs 12.5 millones que representan el 89% de su ejecución financiera asignada para el 2014. Asimismo, el nuevo programa piloto de transformaciones de vehículos de diésel a GNV arrojó importantes resultados en los microbuses, puesto que se registraron 16.140 cambios a nivel nacional, siendo la más alta en el departamento de Santa Cruz con 6.718. En la categoría vehículos particulares solo se anotaron 147, pero entre otros avances señalan la "desaduanización" de 200 motores a GNV y la implementación del Sistema Único de Información Conjunta (SUIC), para controlar amortización de la deuda. En términos económicos la
Comparación conversiones vehiculares 2011- 2014
40.000 34.359
35.000 30.477
30.000
27.141
25.000 20.000 15.000
13.390
10.000 5.000 0
3.450 2010 2011 2012 2013 2014 Fuente: EEC-GNV
entidad calcula que desde el 2010 al 2014 se convirtieron 108.817 vehículos lo que significó un ahorro de $us 80.4 millones para
el Estado. En cuanto al beneficio para el usuario, señala que le significa una rebaja del 51% en sus gastos por combustible.
Por otro lado, con el fin de reducir la subvención a la importación de hidrocarburos este año la EEC-GNV proyecta realizar conversiones vehiculares a GNV en 27 municipios de Oruro, La Paz, Potosí, Santa Cruz, Pando y Beni, en el marco del proyecto de suministro de gas natural a través del sistema de transporte no convencional GNL, es decir, no se hará por gasoductos, sino a través de la compresión del gas natural a bajas temperaturas, convirtiendo el energético en líquido para que pueda ser almacenado y transportado por vía terrestre. Este 2015, la EECV-GNV prevé invertir Bs 137.6 millones para la conversión de 33.880 rodados, para encarar el mantenimiento de equipos de conversión y recalificación o reposición de cilindros para GNV de 12.240 unidades y transformar 53 vehículos de diésel a GNV en Santa Cruz. ▲
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LUTO. EL GOBIERNO NACIONAL Y EMPRESAS DEL RUBRO LAMENTARON EL DECESO
Villegas deja al menos siete tareas pendientes en hidrocarburos
Otro reto relevante para el nuevo ejecutivo de la estatal petrolera será el de tomar medidas efectivas y concretas para asegurar la transparencia en la gestión de la compañía Foto: Archivo / YPFB
Renegociar el contrato con Brasil, aumentar las reservas de hidrocarburos, atraer inversión externa y poner en marcha las mega plantas , son algunos de los retos para el nuevo ejecutivo de YPFB Corporación. ┣
TEXTO: FRANCO GARCÍA S.
L
Carlos Villegas lideró varias inspecciones a la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, que ahora lleva su nombre. Es recordado por la gestión de construcción de mega plantas del área petrolera.
producción de gas natural se requiere seguir su incremento no solo para atender los acuerdos actuales y otros que se suscriban, sino para paliar los efectos de la caída de ingresos que experimentará el Estado por la baja del precio del crudo a nivel internacional, se afirma. En cuanto a un incremento de la atracción de inversiones de compañías privadas internacionales para exploración hidrocarburífera, el panorama no es el más alentador para el Gobierno Nacional debido al desplome del precio del crudo y por otro lado no se cuenta con una nueva Ley de Hidrocarburos que incluya, entre otros aspectos, incentivos a la producción. Referente al mercado interno uno de los desafíos será implementar alguna tecnología, como la del GTL, que transforma gas natural en diésel, o masificar la búsqueda de petróleo con el fin de disminuir los volúmenes de importación de este carburante que implica erogación de importantes recursos del TGN por la subvención del mismo.
Perfil
Foto: Archivo / YPFB
a agenda de tareas pendientes a resolver en el corto y mediano plazo en el sector hidrocarburos que deja el extinto Carlos Villegas, ex presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es amplia, tomando en cuenta los compromisos con el mercado interno y externo y las posibilidades de extender los mismos a futuro, de acuerdo a entendidos en el área y análisis realizado por Reporte Energía. En este sentido, la nueva autoridad de la estatal petrolera que reemplazará a Villegas, deberá encarar la renegociación del contrato de compra venta de gas con Brasil después del año 2019 (cuando fenece el actual acuerdo), gestionar con sus pares argentinos la infraestructura para recepción del creciente envío del energético, poner en marcha la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, consolidar el proyecto GNL, además de concluir la Planta de Urea y Amoniaco y asegurar mercados para su comercialización. Asimismo, uno de los mayores desafíos está ligado a captar más inversión privada o destinar mayor cantidad de recursos públicos para acelerar la exploración en busca de nuevos campos de petróleo y gas a fin de aumentar las reservas de hidrocarburos, que actualmente dependen de tres megacampos que al ritmo de producción actual entrarán en declinación en unos años, según los expertos. En esta línea y respecto a la
Fue ministro de Planificación del Desarrollo y de Hidrocarburos y Energía de Bolivia. Estuvo envuelto en polémica por auditorías a operadoras petroleras. Desde 2009 ocupó el cargo de presidente a.i. de YPFB. En su gestión se inició la construcción de mega plantas y otras obras de infraestructura petrolera. Participó en la adenda del contrato de ventas de gas natural a Argentina, que reactivó el sector petrolero y en el pago que hizo Petrobras a YPFB por el gas “rico”. En los últimos días de su vida se lo implicó en denuncias de corrupción. El 24 de enero pasado falleció víctima de un cáncer de esófago en Chile. Las máximas autoridades de Bolivia expresaron su dolor por la pérdida del ex presidente de YPFB.
Otro reto relevante para el nuevo máximo ejecutivo de la estatal petrolera será el de tomar medidas efectivas y concretas para asegurar la transparencia en los procesos de compras, adjudica-
ciones y contrataciones de la Corporación, además de coadyuvar en la investigación de denuncias de corrupción, que involucraron al propio presidente a.i. de YPFB en las últimas semanas.
Carlos Villegas Quiroga falleció el 24 de enero pasado en Chile, víctima de un cáncer de esófago, luego de internarse por algunas semanas. Una complicación posterior derivó en su deceso. ▲
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BALANCE. LICENCIAS APROBADAS SIGNIFICAN $US 343 MM EN PROYECTOS HIDROCARBURÍFEROS
El 2014 se concluyeron ocho consultas con indígenas
L
a Dirección General Ambiental (DGA) del Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia se realizó ocho Procesos de Consulta y Participación de nueve programados para la pasada gestión, lo que significa viabilizar una inversión de poco más de $us 343 millones en proyectos hidrocarburíferos para el desarrollo del país. Según el cronograma de esta Dirección, entre los procesos concluidos figura el que corresponde a Pluspetrol quien obtuvo la aprobación para la exploración sísmica 3D en los campos Tacobo y Curiche, como también YPFB Corporación para la sísmica 2D en la Cuenca Madre de Dios, área Nueva Esperanza y para el área en Río Beni. A su vez, la subsidiaria YPFB Chaco finalizó este trámite para la per-
La cifra
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Inspecciones CONTROL. Número de seguimientos programados en diferentes proyectos hidrocarburíferos.
foración del pozo DRO-X1001 y el tendido de su línea de recolección del pozo DRS-B. En esta lista figura también BG Bolivia, compañía que realizó la consulta para realizar operaciones de sísmica 2D en Huacareta Sur. Asimismo, YPFB Andina concluyó el proceso para la exploración sísmica 2D en Sararenda. La compañía Repsol YPF E&P Bolivia cumplió con el proceso para la perforación, explotación y construcción de la línea de recolección para los Pozos MRG-9 y para la sísmica 2D en Margarita Sur, área Caipipendi (fase II). Por último, Petrobras Bolivia, finaliza el trámite para la exploración sísmica 3D, en el bloque San Antonio. Por otro lado, mediante el Programa de Formación para la capacitación en Monitoreo Socio Ambiental, se graduaron 119 monitores de diversas naciones y pue-
blos indígenas desde el 2011 hasta el 2013. En este último año, la tercera fase de capacitación en Monitoreo Socio Ambiental para indígenas concluyó con la participación total de 43 estudiantes; el primer grupo de 15 a nivel Técnico Auxiliar y un segundo grupo de 28 a Nivel Técnico Medio. Durante 2014, los actores involucrados gestionaron la continuidad del Programa. Dentro de las atribuciones de la DGA está el seguimiento y control socio ambiental a los proyectos o actividades energéticas posteriores a la otorgación de la Licencia Ambiental, a través del Organismo Sectorial Competente (OSC). En este sentido se realizaron 16 inspecciones programadas y 5 más por denuncias y contingencias en diferentes campos hidrocarburíferos. Asimismo se evaluaron el 100% de los documentos que permiten la viabilización de las licencias, los cuales contabilizan 1.685 en el 2014. En esta misma línea, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía trabaja en la futura normativa sectorial que contempla la agilización del licenciamiento ambiental y el derecho a la consulta previa. ▲
Bolivia hizo 49 procesos de Consulta y Participación
Fuente: Dirección General Ambiental del MHE
Foto: YPFB
TEXTO: LIZZETT VARGAS O.
En los procesos participaron distintas naciones y pueblos indígenas originarios campesinos.
Energizando Bolivia.
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El informe destaca la formación de 119 monitores indígenas socio ambientales en los últimos tres años. Para la aprobación de nuevas licencias se revisaron 1.685 documentos. ┣
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INFORME. ANÁLISIS DEL PERIODO 2009-2013
Renta de compañías iba en caída antes del desplome del crudo Un estudio publicado por Ernst & Young sobre el desempeño operativo y financiero de 75 compañías petroleras muestra que el incremento en los costos de producción redujeron las ganancias en los años 2012 y 2013. ┣
Ingresos y resultados de operaciones (en millones de $us)
2009 Ingresos $ 760,859.5 Costos de producción 212,636.1 Gastos en exploración 31,094.0 DD&A 189,487.8 Otros gastos 24,686.3 Resultados antes de impuestos 302,955.3 Impuestos sobre la renta 156,619.1 Resultados de operaciones $ 146,336.2
2010 $ 969,500.5 262,803.5 31,583.7 173,405.2 21,444.7 480,263.3 230,502.9 $ 249,760.4
2011 $ 1,228,992.4 343,434.4 35,951.5 185,308.2 38,015.6 626,282.6 307,987.5 $ 318,295.1
2012 $ 1,247,490.2 362,569.3 43,737.1 248,170.3 32,252.5 560,761.1 290,494.9 $ 270,266.1
2013 $ 1,256,941.9 389,037.9 48,330.7 249,789.7 46,806.4 522,977.2 264,300.5 $ 258,676.7
La industria petrolera afronta un momento desafiante con un p
TEXTO: EDÉN GARCÍA S.
L
as compañías petroleras alrededor del mundo enfrentan actualmente un periodo difícil por la caída estrepitosa de los precios del petróleo que incidirá directamente en los ingresos por la comercialización del recurso. Más aún que, según un análisis realizado por Ernst & Young (EY), al que tuvo acceso Reporte Energía, la renta petrolera ya había sufrido una caída consecutiva en los años 2012 y 2013, por el incrementos de los crecientes costos operativos. El estudio de EY incluyó 75 reportes anuales de compañías petroleras alrededor del mundo en el periodo 2009-2013, que cumplen con los estándares de la SEC (Securities and Exchange Commission) de los Estados Unidos. La consultora detalla que en el 2012 las ganancias de las 75 compañías fueron inferiores en 15% con relación al 2011, alcanzando los $us 270 mil millones. Mientras que en el 2013 la renta disminuyó en 4% en comparación a la gestión pasada, totalizando los $us 259 mil millones. Si bien los ingresos brutos experimentaron un leve crecimiento en los dos últimos años del periodo mencionado, los también crecientes costos de producción, exploración y depreciación, amortización y agotamiento (DD&A, por sus siglas en inglés) no permitieron un desempeño más favorable de las compañías
Ingresos y resultados de operaciones por barril equivalente producido ($us)
Ingresos Costos de producción Gastos en exploración DD&A Otros gastos Resultados antes de impuestos Impuestos sobre la renta Resultados de operaciones
2009 $ 41.42 11.58 1.69 10.32 1.34 16.49 8.53 $ 7.97
2010 $ 51.39 13.93 1.67 9.19 1.14 25.45 12.22 $ 13.24
2011 $ 65.58 18.33 1.92 9.89 2.03 33.42 16.43 $ 16.98
2012 $ 64.98 18.89 2.28 12.93 1.68 29.21 15.13 $ 14.08
2013 $ 63.27 19.58 2.43 12.57 2.36 26.32 13.30 $ 13.02
Compañías con mejor desempeño (en millones de $us)
Ingresos Exxon Mobil Corporation $ 106,152.0 PetroChina Company Limited 100,046.4 Petroleos Mexicanos (PEMEX) 98,012.8 Royal Dutch Shell plc 86,506.0 Petroleo Brasileiro, S.A. (Petrobras) 73,652.0 Chevron Corporation 70,428.0 BP p.l.c. 64,885.0 OJSC Rosneft Oil Company 59,900.6 Total S.A. 54,415.4 Statoil ASA 48,315.8
Resultados de operaciones PetroChina Company Limited Exxon Mobil Corporation Petroleo Brasileiro, S.A. (Petrobras) Chevron Corporation OJSC Rosneft Oil Company BP p.l.c. Total S.A. ConocoPhillips OAO LUKOIL CNOOC Limited
$ 30,546.2 25,955.0 21,809.0 20,870.0 12,959.1 11,747.0 9,768.5 9,178.0 9,176.0 8,822.0 Fuente: Ernst & Young
como lo registrado en años anteriores. Esto ocasionó que las ganancias por cada barril producido de petróleo equivalente pase de $us 16.98 en el 2011 a $us 13.02 en el 2013. Cabe señalar que durante el periodo de estudio de EY, y en especial en el 2013, los precios internacionales del petróleo tanto del West Texas Intermediate (WTI) como del Brent estaban por encima de los $us 100 el barril. Por lo que con los precios
actuales que están por debajo de $us 50 el barril, las compañías trabajan arduamente para reducir sus costos operativos, especialmente en el área de exploración donde se erogan la mayor cantidad de gastos. Aunque de acuerdo a la compañía Petrobras, cuando existe una caída importante de los precios internacionales como la que se vive actualmente, los costos de la industria proveedora de bienes y servicios también tienden a bajar, con lo que compensa, en par-
te, la reducción en los ingresos. “Cuando hay una reducción importante, como en el caso del nivel actual de precios del barril, esta es acompañada, aunque no inmediatamente, de una disminución de los costos en segmentos importantes del sector de bienes y servicios”, apuntó la compañía brasileña en un comunicado al momento de señalar que las operaciones de Petrobras en el presal eran viable económicamente hasta los $us 45 el barril. Según el reporte de EY, en
el 2013 de las 75 compañías analizadas Petrobras fue la tercera compañía con mayor rentabilidad con $us 21.8 mil millones, detrás de Exxon Mobil Corporation que obtuvo $us 25.9 mil millones y Petrochina Company Limited con $us 30.5 mil millones. EY aclara que el estudio no tomó en cuenta a muchas compañías nacionales de petróleo que cuentan con importantes reservas de hidrocarburos, quienes no revelan públicamente sus datos financieros y operacionales o no cumplen con los estándares del SEC. Sin embargo, la consultora afirma que los resultados del estudio son representativos para la industria petrolera global. COSTOS MÁS ALTOS EN ASIA-PACÍFICO La región de Asia-Pacífico registra los costos más altos por barril equivalente producido con un promedio de $us 24.21, mientras que en África y el Medio Oriente están los más bajos, promediando los $us 14.70. De las compañías analizadas por EY, EQT Corporation es la que menor costo registró entre el 2011 y 2013 por barril equivalente producido con $us 2.07, seguida de Southwestern Energy Company con $us 5.59 y Chesapeake Energy Corporation en tercer lugar con $us 6.09. De Latinoamérica, Petróleos Méxicanos (Pemex) aparece como la novena compañía de esta lista con un costo de $us 7.53
PETRÓLEO & GAS
Foto: Harald Pettersen, Statoil
Del 1 al 15 de Febrero de 2015
Volumen
8.6
MM/BPD PROMEDIO. Es el volumen de producción de crudo registrado en el 2014 en los Estados Unidos.
norte de Alaska. "Es una propuesta equilibrada que permitirá que estén disponibles cerca del 80% de las fuentes energéticas sin descubrir y técnicamente viables, al tiempo que se protegen áreas que son demasiado especiales", explicó la secretaria de Interior, Sally Jewell. De esta manera, Estados Unidos continuará con el desarrollo de sus planes hidrocarburíferos, a
fin de logar la anhelada autosuficiencia energética y convertirse en exportador neto de petróleo y sus derivados, pese a los bajos precios internacionales que se registran actualmente, causado por la sobreoferta de crudo proveniente de este país y el mantenimiento del techo de producción de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo). Datos de la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) muestran que durante el 2014 la producción de Estados Unidos alcanzó un promedio de 8.6 millones de barriles por día. Para este año, la EIA prevé que la producción del país norteamericano tendrá un promedio de 9.3 millones de barriles por día.
DATOS
Foto: Mieko Mahi,Statoi
por barril equivalente producido. GASTOS DE CAPITAL Las 75 compañías del análisis de EY realizaron gastos de capital por un valor de $us 679 mil millones, un 25% más que lo registrado en el 2012. De estos montos se destacan las inversiones realizadas en exploración y desarrollo de campos, además de las compras de bienes y propiedades adquiridas. En el año 2013, Petrobras se destaca como la compañía que mayores recursos destinó a exploración, con un total de $us 10.187 millones, seguido de Royal Dutch Shell con $us 9.333 millo-
Estados Unidos continúa con expansión exploratoria ▶ El Gobierno de Estados Unidos presentó a finales de enero un plan para autorizar por primera vez la exploración petrolera en la costa atlántica de Virginia a Georgia, a cambio de mayores protecciones en áreas de Alaska. El Departamento de Interior anunció las líneas principales de este plan de cinco años, que prevé adjudicar licencias a la exploración petrolera en zonas marítimas en los estados de Virginia, Carolina del Norte y Sur y Georgia, así como en nuevas parcelas del golfo de México, entre 2017 y 2022, según la agencia EFE. Como contrapartida, el plan prohibirá la explotación petrolera en la mayor parte de las aguas de los mares de Chukchi y Beaufort del océano Glaciar Ártico, en el
precio del crudo que no supera los $us 50 por barril.
ESTUDIO. Las 75 compañías petroleras del estudio provienen de 18 países, los cuales tienen aproximadamente el 10% de las reservas de petróleo en el mundo y 9% de gas.
nes y PetroChina Company Limited con $us 7.040 millones. Mientras que en desarrollo de campos, las norteamericanas Exxon Mobil Corporation y Chevron Corporation ocupan el primer lugar con $us 27.807 millones y $us 27.447 millones, respectivamente.
El plan quinquenal busca realizar exploración en los estados de Virginia, Carolina del Norte y Sur y Georgia.
Cifra
369.9 MM/$us
RECURSOS. Es el monto que recibieron Beni y Pando por regalía nacional compensatoria.
mentos productores, además de Beni, Pando, misma que se aplica sobre la producción fiscalizada de petróleo, gas natural y gas licuado de petróleo. Según el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hi-
drocarburos en el mismo periodo Beni y Pando se beneficiaron con la regalía nacional compensatoria al recibir $us 369.9 millones. En cuanto a la participación pagada al Estado a través del Tesoro General de la Nación (TGN) (6%) entre 2005 y 2014 se indicó que esta cifra es de $us 3.027 millones. Por otro lado se reportó que en el mismo lapso de tiempo los recursos por IDH suman $us 7.917 MM. El IDH Beneficia a educación, salud, caminos, desarrollo productivo y todo lo que contribuya a la generación de fuentes de trabajo.
Foto: YPFB
$us 4 mil MM de regalías para departamentos productores En el periodo comprendido entre 2006 y 2014 los departamentos productores de hidrocarburos (Tarija, Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca) recibieron por concepto de regalías $us 4.070 millones que se destinan para proyectos de salud, educación, infraestructura, apoyo al sector productivo, promoción de empleo y fortalecimiento de instituciones, entre otros. La regalía es una compensación económica al Estado por la explotación de sus recursos naturales no renovables, pagadera en dinero, en favor de los departa-
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El IDH benefició a diferentes estamentos de la sociedad boliviana con $us 7.917 millones.
PETRÓLEO & GAS
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BALANCE 2014. DATOS ESTADÍSTICOS DE GESTIÓN DEL MMM
El valor de la producción de minerales cayó un 22% VALOR DE PRODUCCIÓN DE MINERALES CONCENTRADOS
Foto: abi.bo
Promedio 2006-2014: $us 2.592 MM 4.500
4.156
4.000
3.739
3.500 3.000
1.500 1.000 500 0
2.685
2.643
2.500 2.000
3.428
2.011 2.041
Promedio 1998-2005: $us 50 MM 1.151 453 421 431 355 371 409 514
1.475
631
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(p) Fuente: MMM
El informe muestra que si bien en el 2014 el valor bajó, en el caso del volumen aumentó ligeramente, de 524 a 554 toneladas métricas finas. Al igual que el monto por concepto de exportaciones. ┣
TEXTO: LIZZETT VARGAS O.
Cifras
3.935
562
$us /MM
TMF
INGRESOS. Valor de exportación de minerales concentrados y metálicos registrados el 2014.
VENTAS. Es el volumen comercializado de minerales en el exterior durante la pasada gestión.
REGALÍAS MINERAS POR SUBSECTOR Promedio 2006 – 2014: $us 113 millones
180
E
l valor de la producción de minerales concentrados cayó de $us 3.428 millones, el 2013, a $us 2.685 millones durante el anterior año, debido a la baja del precio de los minerales, lo que representó la disminución del 22%, de acuerdo con el informe del Ministerio de Minería y Metalurgia (MMM). Este indicador hace referencia al volumen producido por todos los operadores mineros del país (privados, estatales y cooperativistas) y multiplicado por el precio de venta. Dentro de los minerales concentrados se incluye a la plata, plomo, estaño, cobre, zinc, wólfram, bismuto y otros. Si bien el valor bajó, en el caso del volumen aumentó ligeramente el 2014, de 524 a 554 toneladas métricas finas (TMF), precisa el documento. En total el volumen de exportación de minerales concentrados más los metálicos en 2014
A pesar de la baja en los precios de los minerales se registró una subida en los ingresos por ventas.
160 140 120 100 80 60
Promedio 1998 – 2005: $us 8 millones
40 20 -
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(p)
Min. Mediana
Min. Chica y Coop. Estatyal Fuente: MMM
sumó 562 TMF, dándose los mayores porcentajes de crecimiento en los minerales de zinc, plata, plomo, wólfram, cobre, hierro y manganeso. En cuanto a valor de exportación de minerales concentrados y metálicos registró un comportamiento más dinámico que el volumen, puesto que registró el 2014 $us 3.935 millones pasando
los $us 3.083 millones anotados en el 2013. Por otro lado, las regalías mineras sumaron $us 164 millones la pasada gestión, siendo la contribución mayor por este concepto la de la minería mediana con alrededor del 72% del total de regalías recaudadas. Entre tanto la minería chica aportó $us 24 millones y la minería estatal $us
11 millones. La regalía es un tributo que se paga a las regiones productoras por la explotación de un recurso no renovable. Según la nueva Ley 535, de Minería y Metalurgia, el 85% de las regalías se destina a las regiones productoras de minerales y un 15% al municipio productor. En este caso, las regiones que percibieron mayores
ingresos por la actividad son Potosí, con $us 97 millones, La Paz ($us 34 millones) y Oruro ($us 17 millones). La contribución de este sector a los ingresos fiscales del Estado por pago de regalías mineras más impuestos a las utilidades, se incrementó significativamente el 2014 llegando a $us 214 millones, contra $us 195 millones registrados en el 2013. El rubro más importante fue el impuesto a las utilidades de las empresas, influido por la alícuota adicional del 12,5% establecida en la Ley N°3787. Por último el documento señala que la inversión pública del sector en la pasada gestión llegó a $us 109 millones, a diferencia de los $us 116 millones gastados el 2013. Asimismo, el Ministerio de esta área busca desarrollar este 2015 el Primer Plan Sectorial Minero Metalúrgico que formula estrategias para alcanzar las metas trazadas. También definirá programas, proyectos, presupuestos e inversiones, así como la institucionalidad requerida. ▲
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