Reporte Energia Edición #151

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

151

Del 16 al 30 de Agosto de 2015

PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE

Mercado energético más abierto y competitivo al 2030

PETRÓLEO & GAS

P-32-33

PETRÓLEO & GAS

P-22

Las inversiones chinas petroleras en ALyC llegaron para quedarse

Foto: fondos7.net

nuevas fuentes de energía, crecimiento de generación distribuida y cambios en el comportamiento del cliente, cambiarán los modelos de negocio actuales. P-6-7 Foto: Técnicas Reunidas

Encuesta mundial PwC. Ejecutivos de las 72 principales compañías del sector energético consideran que los avances tecnológicos, nuevas medidas regulatorias,

VIII Congreso de la CBHE abordará desafíos de la próxima década

Punto de inflexión en sector petrolero con arranque de Gran Chaco

WTI ($us/BBl de petróleo)

Este 24 de agosto se tiene prevista la inauguración del funcionamiento de las actividades de la Planta Separadora de Líquidos "Carlos Villegas", que permitirá

al país ser autosuficiente en gasolina y exportar GLP a nuevos mercados en la región. Analistas destacan los alcances del mega complejo construido.

P-12

Agosto Agosto Agosto Agosto Agosto 06 07 10 11 12

44.66 43.87 44.96 43.08 43.30 Gas boliviano p/ Brasil* (2do Trim. 2015)

5.7*

Gas boliviano p/ Argentina* (2do Trim. 2015)

6.1*

$us/MMBTU

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 13/08

2.93 dollars per million BTU

Fuentes: YPFB, theice.com, anh.gob.bo

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

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OPINIÓN

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Periodista

Doria Añez Johnny Auza David Durán

Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Natalia Nazrala

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Ejecutiva de Cuentas

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com

cambios para no perecer en el intento.

Las compañías petroleras o hidrocarburíferas en general, han optado por constuir un "ala renovable" no precisamente por un compromiso ambiental, que lo hay, pero sobre todo porque no se quiere perder ningun pedazo de la torta.

La "intromisión" del innovador fabricante automotriz Tesla en el mercado automotor no ha causado aún un gran revuelo, pero todos se han volcado a mirarlo

Resumen de la edición Masificación del gas natural con fuerte apoyo estatal en Perú

10

En Colombia ataques de guerrilla ocasionan derrame de 4 MMBBL de petróleo

20

Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA

Se facilitará el gas para uso residencial, cubriendo el costo por derechos de conexión y acometida, más el de instalación interna.

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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Pese a la crisis del crudo Repsol obtuvo altos ingresos en 1er semestre

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La calidad de activos industriales y la eficiencia del downstream permitió compensar resultados del upstream.

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

Las zonas afectadas necesitarán entre 15 y 20 años para recuperar la vegetación, cuerpos de agua, flora y fauna.

Jaime Urquidi, Business development en Enterprise Products Es administrador de empresas en finanzas. Fue Analista de Marketing de Gas Natural en BP.

Publicación destacada

Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ

a su paso por las avenidas de la industria.

Los consumidores de productos innovadores como Tesla u otras versiones más "eco-amigables" como el Prius de Toyota o alguno de los modelos eléctricos menos populares de marcas europeas o de origen asiático, han empezado a volverse fans de la onda. Cualquiera podría pensar que eso pueda darle más de un dolor de cabeza a las petroleras globales. Pero no es así, la incursión en proyectos mixtos o híbridos, de las grandes corporaciones, demuestra que la visión de futuro no está alejada de las demandas proyectadas, es decir, que existe una adaptación a los nuevos perfiles de consumidor y mercado, lo que no nos debe sorprender.

En Bolivia, por una cuestión más bien pragmática, empezamos a cambiar el paradigma gasífero por el paradigma eléctrico y esa es una forma de ver el futuro de una forma inteligente y creativa.

La clave, no estancarse y llorar sobre la leche derramada. ▲

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Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas

“Las compañías petroleras en general, han optado por constuir un "ala renovable" porque no se quiere perder ningun pedazo de la torta”

Financiando la Nueva Ruta de la Seda. LAyC: Inversión asiática en energía y minería Es un estudio de la División Energía del Banco Interamericano de Desarrollo.

La frase destacada

Staff

as empresas de energía a nivel global deberán adaptarse a los cambios y desafíos que plantean los mercados y que podrán transformarse casi completamente hacia el año 2030, según el estudio publicado por Price Whaterhouse Coopers (PWC) recientemente y que reproducimos en la presente edición.

Y es que la encuesta demuestra que las grandes compañías y los líderes de opinión de la industria, no ven con preocupación los cambios en los mercados o los nuevos comportamientos del consumidor y la creciente oleada verde que impulsa el crecimiento de mayores parques de energías alternativas, a pesar de los bajos precios del momento en las canastas petroleras.

El 97% de los líderes encuestados por PWC creen que los cambios se darán por la convergencia de los avances tecnológicos. Esta percepción demuestra la capacidad de "ver el futuro" pero también la necesidad de adaptación a los

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L

Adaptación de la industria mirando al 2030

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Ricardo Morales, gerente general de la empresa GEM El método AEEET determina la geometría del subsuelo para conocer estructuras e identifica zonas de agua, crudo y gas.

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Del 16 al 31 de Agosto de 2015

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especial energía

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Del 16 al 31 de Agosto de 2015

CONSULTA. XIV Encuesta Mundial del Sector Eléctrico y de Energía

Líderes mundiales prevén un mercado energético más abierto y competitivo La transformación del sector energético

Algunas megatendencias están impactando al sector energético

Avances tecnológicos

¿Cuáles son los factores disruptivos que afectan al sector energético?

Comportamiento del consumidor

Cambio climático y escasez de recursos

Competencia

Cambios

Traspaso del poder económico

Modelo de servicio de producción

Canales de distribución

Aceleración de la urbanización

Gobierno y regulación

Dinámicas disruptivas

Impacto de estos factores en los futuros modelos de negocio

¿Qué deberá evolucionar en las compañías del sector?

Energía limpia y sostenibilidad

Propósito

Distribución eléctrica descentralizada

Modelo de negocio

Sistemas de energía locales

Modelo operativo/ capacidades

Modelo de RR.HH.

Superred regional

Rendimiento

Transformación de la empresa de energía

Fuente: XIV Encuesta Mundial del Sector Eléctrico y de Energía, PwC.

Los ejecutivos de las principales compañías del sector se muestran convencidos que la industria albergará cambios sin precedentes, que obligarán a las grandes empresas a cambiar sus modelos de negocio.

┣

TEXTO: franco García S.

E

l sector energético tal y como se lo conoce actualmente poco tendrá que ver con el que estará vigente en los próximos años más, por lo que los diferentes actores de esta industria son cada vez más conscientes de los desafíos a los que se enfrentan y los cambios que deberán llevar a cabo en sus modelos de negocio para perdurar en el tiempo.

Esta es una de las principales conclusiones de la XIV Encuesta Mundial del Sector Eléctrico y de Energía, elaborada por Pricewatehouse Coopers (PwC), en base a opiniones de directivos de 70 compañías de 52 países de todo el mundo.

Prácticamente la totalidad de los encuestados (97%) espera que haya cambios disruptivos en el sector hasta el año 2020, provocados fundamentalmente por la convergencia de los avances tecnológicos, las nuevas medidas regulatorias, las nuevas fuentes de energía, el crecimiento de la generación distribuida, nuevas formas de competir y los cambios en el comportamiento del cliente.

Todo ello provocará que, según el 60% de los encuestados, en 2030 la mitad de su mercado se haya transformado por completo.

Entre todos estos aspectos, la mayoría de países apunta a la nueva regulación como principal impulsor (en Europa el 87% así lo afirma).

Sin embargo, existen diferencias en algunas regiones, especialmente en EE.UU, donde los ejecutivos aseguran que el motor del cambio será el nuevo comportamiento de los clientes (71%).

A su vez la tecnología jugará un papel muy relevante en esa trasformación. El documento indica que este hecho ya se está poniendo en manifiesto en los hábitos de consumo de los clientes.

Las Claves

• La transformación del sector no tiene vuelta atrás. Se espera que para el 2020 haya un grado de cambio medio-alto.

• Más del 50% del sector se habrá transformado en 2030

• Aumentará el número de competidores, procedentes tanto de dentro como de fuera delsector energético.

• Los principales riesgos identificados hasta 2020 son el cambiante marco

regulatorio y la dificultad para atracción de inversión.

• La convergencia de los avances tecnológicos, las nuevas medidas regulatorias, el crecimiento de la generación eléctrica

descentralizada, nuevas formas de competir o los cambios en el comportamiento del cliente, son los principales impulsores de la transformación de los mercados energéticos.

• Áreas que han tenido poco peso para el sector energético cobrarán importancia en los próximos años como el desarrollo de infraestructuras de smart cities, smart homes y smart communities.

especial energía

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

En menos de dos años, por ejemplo, se han multiplicado el número de coches eléctricos en EEUU o, cada vez es más habitual la adquisición, por parte de los clientes en muchos países, de nuevos electrodomésticos o termostatos inteligentes para sus hogares.

A todo ello, hay que añadir que en la actualidad, gran parte de la innovación del sector la están liderando actores que, en muchos casos, se encuentran fuera de la industria.

En este sentido, el 78% de los encuestados anticipa que se incrementará la competencia, incluyendo a competidores procedentes de otros sectores.

En concreto, el 75% de los entrevistados señalan a las empresas del sector tecnológico e ingeniería eléctrica y el 71% a las empresas del sector de IT y telecomunicaciones como las nuevas amenazas competitivas que vendrán de fuera de la industria.

Ante esta situación, las empresas del sector deberán abrirse a otras industrias y establecer acuerdos de colaboración con esos nuevos actores.

De igual forma se señala que cinco megatendencias –avances tecnológicos, cambio climático y

limitación de recursos, cambios demográficos y sociales, desplazamiento regional del poder económico mundial y rápida urbanización– están afectando significativamente al sector energético.

La mayoría de los encuestados reconocen la importancia para sus compañías, pero el sector refleja diferencias en el éxito en su respuesta a los mismos. En el caso de los avances tecnológicos y el desplazamiento del poder económico, un mayor número de directivos considera un éxito limitado o nulo que aquellos que reportan un éxito elevado.

De igual manera tanto en el caso del cambio climático como en el de los cambios demográficos, la situación está equilibrada entre los directivos que consideran estar respondiendo con éxito a las tendencias y aquellos que no.

Según la encuesta, el 70% espera que el modelo de mercado energético cambie de manera significativa o muy significativa en el horizonte 2030. Y un 22% adicional cree que se transformará de forma parcial. No obstante, las predicciones de los directivos muestran cambios importantes según la región. ▲

Riesgos

En este contexto, los directivos de la industria tienen muy claros los principales riesgos derivados de esta situación de cambio que se presentará a nivel mundial.

Sobre todo, se muestran preocupados por la incertidumbre que puede provocar los cambios

que ganarán peso en 2020: la sofisticación de los ciberataques (75 por ciento); la disponibilidad de combustibles y el riesgo de precio y suministro (77 por ciento); las interrupciones de suministro (74 por ciento); y el incremento de emisiones y polución (75 por ciento).

Sostenibilidad mediambiental

El informe también señala que este proceso de trasformación está impactando en la percepción que tienen los ejecutivos en relación con el ya clásico “trilema” del sector (seguridad de suministro, sostenibilidad económica y sostenibilidad medioambiental).

En la actualidad, los encuestados

regulatorios que afectan a la industria y por las dificultades que se encuentran a la hora de atraer inversión para desarrollar estos sectores.

Además de estos riesgos tradicionales, los líderes mundiales encuestados identifican otros

ponen el énfasis en la seguridad de suministro, seguido por la sostenibilidad económica, siendo la sostenibilidad medioambiental el aspecto menos relevante.

En el horizonte 2020, se espera que la importancia relativa de la sostenibilidad medioambiental se incremente, a costa de la económica

fundamentalmente.

Adicionalmente, un posible acuerdo global en materia de sostenibilidad medioambiental en la próxima cumbre del clima de París en diciembre de 2015, hace prever un mayor énfasis en las energías renovables y tecnologías limpias en los próximos cinco años.

Generación eléctrica descentralizada

En muchos países, la descentralización de la generación eléctrica está ya empezando a captar una parte de los ingresos de la generación convencional, socavando el modelo de negocio clásico y añadiendo complejidad a la ya difícil tarea de encontrar el equilibrio

entre la oferta y la demanda.

Así, los encuestados anticipan que para el 2020 la generación descentralizada supondrá entre el 10 al 20 por ciento de la generación global, mientras que para el 2030, entre el 20 al 30%.

De igual forma casi la mitad de

los encuestados (47 por ciento) indican que existe una probabilidad media/alta de que la distribución eléctrica descentralizada pueda desplazar a algunas utilities y convertirlas en proveedores de energía de respaldo, se señala en el Informe.

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petróleo & GAS

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Del 16 al 31 de Agosto de 2015

Ricardo Morales L.

entrevista

gerente general de la empresa GEM

'En 50 años no conocí técnica como la AEEET, es una revolución' R

ecientemente Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Geological Electomagnetics Exploration (GEM) firmaron un contrato para la adquisición de datos electromagnéticos en el área exploratoria Aguaragüe Norte, con la aplicación del método de Análisis de Emisión Electromagnética Espontánea de la Tierra (AEEET) (3D) en un área de 586 kilómetros cuadrados, con un potencial de 1,5 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas.

Ricardo Morales, gerente general de GEM, conversó con Reporte Energía acerca de la introducción de esta tecnología al país después de fallidos intentos. Ponderó la confianza de la petrolera Petrobras Bolivia, quién permitió la realización de las primeras pruebas en los campos Itaú y San Antonio Norte.

A raíz de los resultados exitosos cerraron el acuerdo con YPFB para la exploración en la Aguaragüe. ¿Cómo conoció la revolucionaria técnica?

Fue de manera casual. Esta técnica la desarrolló Yug Nefte Gaz Geology de Ucrania. Ellos llegaron a Bolivia a promover el nuevo método, se reunieron con autoridades de Gobierno, empresas especializadas y expertos geofísicos pero lamentablemente no tuvo aceptación. El que ahora es mi socio ucraniano, me contactó por referencias de otros colegas y de esa manera me invitaron a Ucrania para mostrarme como se aplicaba la novedosa tecnología. ¿En qué consiste la tecnología AEEET?

Foto: Eduardo Zabala /RE

El experto asegura que este sistema no requiere de explosivos, permite acelerar tiempos, ubicar con mayor precisión la potencialidad de hidrocarburos y no impacta en el medio ambiente. Su relación de costo es de 30 a 1.

Son análisis de emisiones electromagnéticas espontáneas de la tierra. Este es un método ucraniano, completamente desconocido en EEUU. Tiene ventajas en comparación a los métodos canadienses sísmicos. En esta se estudia las señales de la sísmica y con la nueva técnica se interpretan las ondas electromagnéticas, esa es la diferencia entre las dos. Por más de 15 años intenté interpretar los datos sísmicos 2D de las áreas de Total, pero solo con esta tecnología ahora se puede conocer los datos de manera más fidedigna. ¿Cuáles son las principales diferencias entre la AEEET y la sísmica tradicional?

La energía con la nueva técnica, se genera de manera espontánea y continua, en cambio en la sísmica, la energía se produce de manera artificial.

Es mil veces mejor que los datos sísmicos 2D. Lo más importante es que no tiene impacto ambiental. Esta tecnología arroja resultados gráficos similares a los de la sísmica, aunque con resolución en 3D y una relación de costo de 30 a 1. En 50 años no he conocido técnica como esta, como experto para mí esto es una revolución. ¿Cuánto tiempo toma la adquisición e interpretación de datos?

La adquisición de datos toma aproximadamente entre un mes a 40 días, en comparación a los 6 meses que toma la sísmica.

En cuanto al procesamiento para la AEEET es más complejo y toma como 4 a 6 meses. Estos datos son enviados hasta Ucrania para introducirlo en el software

Ricardo Morales Lavadenz - Especialista en Geofisica de Exploración en métodos potenciales no sísmicos.

- Importante participación en el descubrimiento del pozo Incahuasi.

- Mas de 15 años en a compañía Total, con aplicación de diferentes métodos de exploracion.

diseñado por los desarrolladores (Yug Nefte Gaz) de esta tecnología. ¿Cómo se realiza el registro?

A través de un detector especialmente diseñado para la toma de datos que se captan de las señales de las ondas. Estas ondas vienen en forma de impulsos electromagnéticos, es como un diapasón, un espectro con diferentes tipos de frecuencia. Este método va registrando estos impulsos cada segundo durante el vuelo.

Las señales emitidas por impulsos electromagnéticos se

generan por la capacidad de algunos cristales, como el cuarzo, capaz de producir un potencial eléctrico (efecto piezoeléctrico), causada por los cambios de presión que sufre la litósfera por la actividad tectónica. ¿Su aplicación puede ser para exploración offshore y onshore?

Así es, puede interpretarse en ambos. Existen pruebas y las capas de agua no afectan el registro.

Donde nunca se habían probado era en regiones montañosas con topografía complicada como el caso de Bolivia.

¿Cómo resulta su aplicación en zonas montañosas de Bolivia?

En los ambientes montañosas los planos son inclinados y no permiten calcular con exactitud.

Tenemos rayos de la reflexión que no reflejan la realidad, a diferencia de zonas geográficas planas.

Pero esta técnica obtiene la información sobre las deformaciones del subsuelo y define la configuración estructural del núcleo de un anticlinal.

El método está destinado para determinar la geometría del subsuelo para conocer el estado de las estructuras, al igual que la sísmica, pero con la diferencia y ventaja que identifica también zonas de agua, gas y petróleo. ¿Cuál es el margen de error?

Está en función al cálculo de la misma sísmica, el margen de error será menor mientras las emisiones electromagnéticas sean más directas, entre tanto en la sísmica tradicional el margen de error es mayor. ¿Dónde se realizaron las pruebas inicialmente?

En los campos Itaú y San Antonio Norte de Petrobras, quiero resaltar que esta compañía fomenta la política de exploración con nuevas tecnologías. Sin su colaboración estoy seguro que esta técnica no se hubiera introducido en el país.

Ellos nos brindaron su colaboración buscando zonas donde se podían hacer las pruebas. De esa manera hicimos el AEEET sobre las mismas líneas en las que anteriormente se realizó un proyecto sísmico para hacer las pruebas con excelentes resultados. ▲

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petróleo & gas

┣ El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través del FISE, promoverá la masificación del acceso al gas natural para uso residencial, cubriendo el costo por los derechos de conexión y acometida y el costo de la instalación interna.

TEXTO: redacción central

L

a ministra de Energía y Minas, Rosa María Ortiz, dijo que el Gobierno impulsará la masificación del uso del gas natural en hogares a través del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) y de los gasoductos virtuales, en sectores con menores recursos del país, según una nota de prensa institucional.

Explicó que el FISE, que otorga vales mensuales de descuento para la compra de un balón de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de diez kilogramos, ampliará su campo de acción para avanzar en la masificación del gas a nivel residencial.

“La idea es variar, un poco, el destino del FISE para financiar las acometidas y las instalaciones internas de los hogares en Lima, Callao e Ica, donde están otorgadas las concesiones de distribución”, señaló.

A su vez dijo que el principal problema para masificar el uso de gas natural, a nivel residencial, es el gasto en el acceso a dicho servicio, que las familias tienen que hacer mediante los pagos del derecho de conexión, la acometida y las instalaciones internas en el domicilio.

Ante este problema, el Ministerio de Energía y Minas (MEM), a

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meta. estiman llegar a julio del 2016 con 500 mil usuarios

Masificación del gas natural con fuerte apoyo estatal en Perú Foto: proactivo.com.pe

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El proyecto de masificación del gas natural pretende mejorar las condiciones de vida de los sectores menos favorecidos en el Perú.

través del FISE, promoverá la masificación del acceso al gas natural para uso residencial, cubriendo el costo por los derechos de conexión y acometida y el costo de la instalación interna.

“Muchas familias no se conectan porque la conexión es cara. Entonces, nosotros vamos a financiar con fondos del FISE la conexión e instalación interna.

El costo promedio de una instalación interna más la acometida

La cifra

300 mil

conexiones. Es el avance en instalaciones que se tiene actualmente en Lima y El Callao.

está en el orden de los 600 dólares”, sostuvo Ortiz.

Actualmente se han instala-

do cerca de 300 mil conexiones de gas natural en Lima y Callao.

Con esta medida, se estima llegar a julio del 2016 a 500 mil usuarios, indicó.

Acotó que “esperamos hacer en un año casi el 70% de lo que se ha hecho anteriormente. Vamos a hacerlo financiando la acometida y la instalación. Esto también va a permitir que las empresas -Cálidda y Contigas- sigan tendiendo más redes en otras zonas y de

esta manera seguir incrementando y poder abarcar más familias”.

Gasoductos virtuales De igual manera la ministra Rosa María Ortiz también se refirió a priorizar la masificación del gas natural, a través de gasoductos virtuales (camiones cisterna) en diversas ciudades del país.

“Se han otorgado dos concesiones el año pasado para entrar a operar a principios del próximo año con gasoductos virtuales”, puntualizó la titular del MEM. Se trata de transportar Gas Natural Licuado (GNL) en camiones cisternas especiales a diversas ciudades del país. Previamente el gas pasar por un proceso de licuefacción en una planta y cuando llega a la ciudad de destino, el GNL se descomprime o regasifica para finalmente ser entregado al consumidor.

“El gas será llevado en camiones hasta las entradas de determinadas ciudades en el norte, centro y sur del país, lo que contribuirá con la masificación de este combustible de una forma rápida y segura”, puntualizó finalmente la ministra Ortiz. ▲

▶ Representantes del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y líderes de las comunidades indígenas de la cuenca del río Tigre firmaron el quinto acuerdo alcanzado durante la reunión de diálogo del proceso de Consulta Previa del Lote 192.

Dicho acuerdo establece la implementación de un Programa de Salud Intercultural a cargo de la Dirección Regional de Salud (DIRESA), con la participación de la Federación de las Comunidades Nativas del Alto Tigre (FECONAT) y los Ministerios de Cultura y de Salud.

Cabe recordar que los otros cuatro compromisos pactados en el marco de este proceso son la elaboración de una propuesta normativa a fin de establecer una medida excepcional para ciudadanos indígenas implicados en investigaciones y procesos judiciales producidos por su intervención en conflictos socioambientales, así como la elaboración de un proyecto de norma orientado a mejorar la distribución del canon en beneficio de los pueblos indígenas.

Además, se acordó el Gobier-

no Regional de Loreto, institución responsable del saneamiento físico y legal de los territorios de las comunidades nativas, inicie las acciones de titulación o ampliación de las áreas en posesión de estas comunidades.

Asimismo, los representantes del Estado se comprometieron a garantizar los derechos de los pueblos indígenas en el proceso de negociación por compensación de uso de tierras que se realiza entre la empresa contratista y las comunidades.

Foto: portal.andina.com.pe

Firman quinto acuerdo en Consulta Previa en el lote 192

Se acordó la implementar un Programa de Salu Intercultural en comunidades cercanas al Lote 192.

Finalmente, se estableció que Perupetro impulse un convenio marco para la formación de un Comité Participativo encargado de hacer seguimiento a los acuerdos de la consulta del Lote 192.

Es importante señalar que el MEM, como entidad promotora del proceso de Consulta Previa, coordinará la implementación de estos acuerdos con las diversas instituciones del Estado participantes.

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petróleo & gas

┣ YPFB Transporte certificada internacionalmente en sistemas de gestión de ductos reforzará con cuadrillas adicionales y nuevas tecnologías de monitoreo 6,400 kms de ductos para prevenir que estos sucesos de daño de terceros se repitan.

TEXTO: redacción central

A

la fecha se logró recuperar el 100% de los 400 barriles derramados en la localidad de Ivirgarzama, en el trópico de Cochabamba, informó YPFB Transporte SA, subsidiaria de YPFB Corporación, mediante un comunicado de prensa.

De acuerdo al informe oficial el viernes 7 de agosto por la mañana un operador privado de excavadora que realizaba movimientos de tierra en las proximidades del ocasionó un daño al Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC), provocando una fuga de hidrocarburo líquido, la misma que fue controlada con el cierre de válvulas.

Personal de Seguridad y Medio Ambiente de YPFB fue movilizado al lugar por carretera y helicóptero con equipamiento especializado para la atención del incidente e iniciar los trabajos de mitigación y remediación correspondientes.

Dado que el sitio del emprendedor privado guardaba decenas de toneladas de arena y ripio acumulados en el sitio del incidente, el 50% del derrame (200 barriles) fue contenido por dicho material.

El mismo fue inspeccionado por la Secretaría de Madre Tierra de la Gobernación de Cochabamba y ha constatado que el líquido (crudo natural) está almacenado hasta 10 centímetros del suelo de los arenados y ripiados.

De los 200 barriles restantes, 150 barriles se recuperaron mediante las redes de contención dispuestas en el riachuelo Magariño, curso de agua contaminado por llevar parte de las aguas servidas y deshechos de los habitantes de la zona, gracias al despliegue de equipos vía aérea (helicóptero).

“Ni bien conocido el suceso se logró de manera exitosa en sólo cuestión de horas la contención y recuperación de las operaciones de transporte de dicho sistema OCC”, señala el comunicado oficial de la estatal petrolera.

Dada la característica del hidrocarburo transportado, un

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labores. a cargo de personal de seguridad y medio Ambiente

Contienen y recuperan crudo derramado en Ivirgazama

Derrame barril x barril

• Dado que el sitio del emprendedor privado guardaba decenas de toneladas de arena y ripio el 50% del derrame (200 barriles) fue contenido por dicho material.

• De los 200 barriles restantes, 150 barriles se recuperaron mediante las redes de contención dispuestas en el riachuelo Magariño, • Dada la característica del hidrocarburo transportado, un petróleo ligero de grado API 67, se estima que entre 40 a 50 barriles se evaporaron en las horas del suceso, pues el golpe de la excavadora pulverizó en el aire el hidrocarburo.

Fotos: YPFB Transporte

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Personal de YPFB Transporte realizó trabajos de recuperación del líquido (crudo natural) en los cuatro puntos de contención instalados sobre el riachuelo Magariños.

La cifra

400 barriles

derramados. Es la cantidad de petróleo vertido en tierra en la zona de Ivirgazama en CBBA.

petróleo ligero de grado API 67, se estima que entre 40 a 50 barriles se evaporaron en las horas del suceso, pues el golpe de la excavadora pulverizó en el aire el hidrocarburo.

La mejor estimación del posible daño del derrame sujeta a los análisis en curso es estimada a 1% del producto (entre 4 y 8 barriles) un volumen tolerable según normas internacionales.

Dado el grado API 67 del producto, es altamente probable que el mismo se haya evaporado o diluido a dosis mínimas, pro-

Ejecutivos y trabajadores de YPFB efectuaron una inspección técnica al sitio donde ocurrió la rotura de ducto y derrame de petróleo.

ducto de las fuertes lluvias del fin de semana.

YPFB Transporte certificada internacionalmente desde hace

dos décadas en sistemas de gestión de ductos reforzará paulatinamente mediante cuadrillas adicionales y nuevas sistemas de

alta tecnología de monitoreo de 6,400 kilómetros de ductos para prevenir que estos sucesos de daño de terceros se repitan. ▲

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petróleo & gas

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

Hugo de la Fuente

entrevista

Ex superintendente de Hidrocarburos

‘Planta Gran Chaco impresiona por el referente histórico del país’ El autor describe la evolución histórica de la demanda y oferta de GLP y la manera en la que el nuevo complejo de Separación de Líquidos permitirá a Bolivia convertirse en exportador y operador de distribución en países vecinos.

Foto: Archivo YPFB

B

Namericas respecto a la Planta de Liquidos Gran Chaco describe de manera apretada lo siguiente: La planta de separación de líquidos de gas natural Gran Chaco es un proyecto de $us 644 MM de la estatal boliviana de hidrocarburos YPFB. Una vez terminada, la planta tendrá una capacidad de procesamiento máxima de 32 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) de gas para producir hasta 2.240t/d de gas licuado de petróleo, 144t/d de etano, 1.650b/d de gasolina natural y 1.044b/d de isopentano. El grueso de la producción se usará para desarrollar la industria de petroquímicos del país y otra parte se exportará a Argentina.

Este proyecto obviamente impresiona de manera positiva viendo el referente histórico reciente en el país. Recordemos que en los años 2004 y 2005 la escasez de GLP puso en una posición muy difícil al país y concretamente a la entonces Superintendencia de Hidrocarburos (hoy Agencia Nacional de Hidrocarburos) como ente regulador y responsable por la defensa de los consumidores.

La respuesta en años posteriores se dio al acudir al expediente de la importación, pero era inviable políticamente en esos momentos, ya que históricamente Bolivia había sido un importante (términos relativos para 2004 y 2005) exportador de GLP a Chile y el Perú, y parecía una afrenta que luego de un difícil proceso de capitalización donde los descubrimientos entre reservas probadas y probables ascendían a 52 TCF, no tuviéramos GLP para alimentar nuestra propia demanda interna.

Bajo dichas circunstancia tan

La Planta Gran Chaco procesará 32 millones de metros cúbicos por día de gas natural.

"NUESTRA POSICIÓN MEJORÓ EL PASADO RECIENTE. LA PRODUCCIÓN DE TODAS LAS PLANTAS MÁS REFINERÍAS DEL PAÍS ERAN DE 1200 T/D. H0Y DÍA RÍO GRANDE PUEDE PRODUCIR EN SU CAPACIDAD TOTAL 360 T/D DE GLP"

difíciles, el regulador bajo los criterios de derecho administrativo del interés público, ordenó utilizar una pequeña y antigua planta de extracción en Rio Grande y a la vez alimentarla a través de un loop con el gas natural que iba al Brasil, con la que en su momento se logró incrementar la producción en 30 tn/día, volumen que palió la demanda en mercado interno (invierno 2005) y calmó las protestas totalmente justificadas de la población.

Era la primera vez que el regulador intervenía de manera directa en las operaciones del upstream en el país, generando reclamos airados por parte de las empresas petroleras afectadas, incluso meses posteriores se orde-

"POR LA FALTA DE PLANTAS DE EXTRACCIÓN DE LICUABLES POR VARIOS AÑOS EXPORTAMOS GAS NATURA AL BRASIL Y A LA ARGENTINA CON CANTIDADES IMPORTANTES DE LICUABLES, ENTRE ELLOS GLP Y GASOLINAS"

nó mediante sendas resoluciones administrativas que la empresas del upstream debían invertir en plantas de extracción de licuables, de esa manera proveer de GLP al mercado interno, siempre esgrimiendo el interés público de la nación (plasmado en la necesidad del colectivo de los consumidores).

Obviamente el cambio de autoridades del regulador no permitió dar continuidad con el accionar de dichas resoluciones, ocasionando que en los años siguientes, la demanda excediera de manera importante a la oferta nacional, y que el país mediante YPFB, se viera obligado a importar GLP a precios altísimos, incrementando el subsidio a la importación de energía (hasta entonces solo se subsidiaba eldiésel oil). Posteriormente como es de conocimiento público, también importamos gasolina, de ese modo y por varios años pagamos fuertes sumas por concepto de subsidio al diésel oil, GLP y Gasolina.

Amén de lo anterior, y por la falta de plantas de extracción de licuables, por varios años exportamos gas natural al Brasil y la Argentina, con cantidades importantes de licuables, entre ellos el GLP y gasolinas, recibiendo como pago, tan solo el valor energético pero no el valor del producto.

Nuestra posición ha mejorado, si vemos el pasado reciente, la producción en todas las plantas más refinerías del país era de aproximadamente 1200 tn/día.

Hoy la Planta de Rio Grande recientemente en funcionamiento, tiene el potencial de producir GLP en su capacidad máxima de 360tn/día, (de acuerdo a los datos de BNamericas) posibilitando no

PETRÓLEO & GAS

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"La mejora que se obtiene es aún mayor si tomamos en cuenta que la disponilidad de GLP, luego de cubrir el mercado interno, nos permitira´ser el expertador de Gas Licuado de Petróleo más importante de la Región"

solo cubrir la integridad de la demanda en mercado interno, sino exportar, como actualmente lo estamos haciendo al Paraguay.

Sin embargo el verdadero salto cualitativo y cuantitativo se dará con la Planta denominada Gran Chaco, de producir hasta 2.240t/d de GLP, es decir este proyecto casi doblará toda la producción de Bolivia con todas sus plantas y refinerías.

Pero la mejora es aún mayor si tomamos en cuenta, de que la disponibilidad de GLP, luego de cubrir el mercado interno nos

permitirá ser los exportadores más importantes de la región en materia de GLP, y si Dios quiere y YPFB y el Gobierno trabajan bien, podremos ser actores en la distribución de GLP en Perú y en el Paraguay, es decir podremos ver el logo de nuestra principal empresa, en países vecinos, como Petrobras y Ecopetrol, como los mas relevantes.

Coadyuvando nuestro potencial exportador, es necesario anotar que la demanda en mercado interno de GLP ha disminuido gracias a la política intensa de cambio

"LA ACTUAL POLÍTICA NOS PERMITIRÁ SER MÁS EFICIENTES EN ENERGÍA" de matriz energética de líquidos a gas natural, a través del desarrollo de la actividad de distribución de gas natural por redes (en concreto por las conexiones gratuitas de gas natural domiciliario) y la colo-

cación también gratuita de kits de conexión a gas natural por parte del transporte público y particulares, permitiendo liberar volúmenes importantes de GLP, y obtener ganancias mayores, tomando en cuenta que el precio en el mercado interno es mucho menos del 50% de lo que ganamos en el mercado externo.

Es decir, la actual política en esta materia nos permitirá ser mucho más eficientes en una materia que es focal para el desarrollo de cualquier país, que es la energía.

Finalmente como aclaración

a la descripción del proyecto de BNamericas en relación a que "El grueso de la producción se usará para desarrollar la industria de petroquímicos del país y otra parte se exportará a Argentina" , parece que el mismo ha dado un salto cualitativo, pues los acuerdos con el Perú y el Paraguay, ya no solo consideran a Bolivia y a YPFB como simples exportadores sino como operadores en la cadena hidrocarburifera de la comercialización en dichos países, hecho que constituirá un avance para Bolivia y su principal empresa. ▲

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alcance. proveerá gas natural y derivados a la región

Fotos: Archivo YPFB

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Gran Chaco marca 'punto de inflexión' en industria del gas La Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco es la tercera más grande de América Latina y permitirá producir 2.240t/d de gas licuado de petróleo, 144t/d de etano, 1.650b/d de gasolina natural y 1.044b/d de isopentano.

┣

TEXTO: redacción central

E

l presidente Evo Morales confirmó que su par paraguayo Horacio Cartes participará el 24 de agosto en la puesta en marcha de la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco 'Carlos Villegas', instalada en la localidad de Yacuiba, en el departamento sureño de Tarija.

"Quiero invitar a los hermanos y hermanas. El día 24 de agosto será una gran fiesta, en Yacuiba vamos a entregar la Planta Separadora de Líquidos. Está viniendo el Presidente de Paraguay", aseguró el Primer Mandatario del país.

A su vez el Jefe de Estado informó que ese acto también contará con la presencia de ministros de Perú y autoridades regionales del país.

De esta manera el Gobierno Central prepara una gran fiesta para conmemorar el inicio de operaciones de una de los principales complejos construidos en Bolivia, no solo por su capacidad de procesamiento de gas natural, sino también porque permitirá a Bolivia consolidar su visión de exportación a nuevos mercados y convertirse en el corazón energético de Sudamérica.

Al respecto el analista y ex superintendente de hidrocarburos de Bolivia, Hugo de la Fuente, sostuvo que con la Planta Gran Chaco "se dará el verdadero salto

La cifra

100

500

especialistas. Es la cantidad de expertos que tendrán a su cargo la operación de la Planta Separadora Gran Chaco.

ingresos. Es la cantidad de recursos económicos que generará la el Complejo al 100% de sus operaciones.

cualitativo y cuantitativo que esperaba Bolivia" con la producción de hasta 2.240t/d de GLP, con lo que este proyecto doblará toda la producción de Bolivia con todas sus plantas y refinerías.

"La mejora es aún mayor si tomamos en cuenta que la disponibilidad de GLP, luego de cubrir el mercado interno nos permitirá ser los exportadores más importantes de la región en materia de GLP, y si Dios quiere y YPFB y el Gobierno trabajan bien, podremos ser actores en la distribución de GLP en Perú y en el Paraguay", remarcó.

La Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco 'Carlos Villegas', es la tercera más grande de América Latina y permitirá producir 1.200 toneladas métricas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) por día, según Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Además, procesará 32 millones de metros cúbicos diarios de gas natural para los mercados de la región.

Una vez que esté en funcionamiento en toda su capacidad producirá hasta 2.240t/d de gas licuado de petróleo, 144t/d de etano, 1.650b/d de gasolina natural y 1.044b/d de isopentano.

La construcción de esa planta, la primera de ese tipo en Bolivia, demandó una inversión de $us 700 millones y estuvo liderada por la española Técnicas Reunidas, entre otras compañías nacionales que participaron en la

misma.

Según información oficial, cuando ingrese al 100% de sus operaciones prevé generar alrededor de $us 500 millones por año.

La operación comercial del complejo estará a cargo de la empresa Tecna Bolivia, empresa que posee experiencia en operación de los diferentes procesos y sistemas como los que componen la planta construida en el municipio de Yacuiba. ▲

ingenieros

MM/$us

Se espera que la Planta Gran Chaco genere alrededor de $us 500 millones anuales en ingresos.

Datos

• El ingreso promedio anual estimado por la exportación de GLP producido en la planta separadora de líquidos ascenderá a $us 245 millones.

• La producción de GLP será destinada al mercado interno y a la exportación del producto a países como Paraguay, Uruguay, Perú, Brasil y Argentina.

• La construcción y el montaje de la planta estuvo a cargo de Técnicas Reunidas, la fiscalización la realizó la

empresa Tecna y Siemens participó en la provisión de equipos.

• 16,19 millones de horas – hombre son las horas trabajadas. Se contrataron 79 empresas nacionales, de las cuales 69 son microempresas tarijeñas.

• Esta planta agregará valor al gas natural pasando en este caso por la recuperación de líquidos que aún transporta el gas de exportación a Argentina.

La construcción y montaje de la Planta estuvo a cargo de Técnicas Reunidas. La operación comercial será efectuada por Tecna Bolivia.

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Análisis. situación del negocio petrolero

El fracking horizontal subió ocho veces más la producción de petróleo en EEUU

El experto Jaime Urquidi conversó con Reporte Energía acerca de los nuevos métodos en la perforación que están manteniendo la producción en EEUU a pesar de la baja en el precio del petróleo. Realizó un análisis del negocio hidrocarburífero en América Latina.

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Los Datos

CONTRASTES. Pese a la diminución del 50% de taladros, logró aumentar su producción de 100 a 900 barriles al día de petróleo por pozo. En Estados Unidos la producción solo ha caído en un 5% en comparación al año pasado. proyección. En los próximos cinco años, el 40% del petróleo que se va a producir en EEUU será el condensado.

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

L

as nuevas tecnologías (fracking) en perforación horizontal en Estados Unidos lograron aumentar ocho veces más su producción de petróleo, más que con la perforación vertical, explicó el boliviano Jaime Urquidi, gerente comercial de la compañía estadounidense Enterprise Products Partners.

Al respecto Urquidi, además gestor de un importante acuerdo con la empresa Chevron Corporación, comentó como los nuevos métodos en la perforación están logrando mantener el nivel de producción en Estados Unidos a pesar de la baja en el precio del petróleo. Asimismo realizó un análisis del comportamiento del negocio hidrocarburífero en América Latina.

Uno de los principales cambios que ha conllevado este método es la disminución del 50% de taladros en los pozos, pero la tecnología del fracking logró aumentar su producción de 100 a 900 barriles al día de petróleo por pozo. Según Urquidi la producción en Estados Unidos solo ha caído en un 5% en comparación

al año pasado.

Según el ejecutivo las empresas norteamericanas seguirán aumentando su producción, principalmente porque esperan que el precio suba a $us 80 en los siguientes dos años. “En dos años habrán importantes transformaciones, entre ellos el cambio de Gobierno en Estados Unidos”, apuntó.

En este sentido argumentó que los republicanos (partido que disputará las elecciones norteamericanas) propondrá medidas para que los petroleros de Oklahoma y de Luciana puedan exportar el barril condensado. De acuerdo a las proyecciones en los próximos cinco años, el 40% del petróleo que se producirá será el condensado.

Por otro lado, señaló que en el Medio Oriente, los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) como Arabia Saudita solo cuentan con dos trillones de dólares en reserva nacional, lo que les permitirá subsistir con estos precios bajos.

Actualmente existe una discrepancia entre los gastos e ingresos, por lo que señaló como

ejemplo a Rusia que actualmente “tambalea” debido a que no tiene reservas tan fuertes como las de los países del Medo Oriente.

“Según analistas norteamericanos esta manipulación de precios solo les durará dos años”, aseguró.

Según analistas norteamericanos en dos años el precio del petróleo llagará a $us 80.

El negocio en Latinoamérica En cuanto al desarrollo general de la industria petrolera, el analista mencionó las últimas tendencias que se avizoran desde Estados Unidos. Tal es el caso de México, el cual considera que sigue siendo un mercado débil en cuanto a la demanda.

“Este país a pesar del cambio de su reforma energética no va a captar inversores, porque no es negocio perforar donde no hay infraestructura (oleoductos, ni terminales) y el costo de transportarlos es más elevado”, añadió.

Sin embargo afirmó que a futuro, este país puede ser atractivo cuando cambie la economía de la perforación en Estados Unidos, es decir cuando se justifique la producción versus el costo.

Explicó que es en ese escenario cuando buscarán nuevos campos petroleros (offshore) en el que puedan extraer 500 a 600 barriles al día por pozo y México será una buena oportunidad.

Estados Unidos vende a Colombia condensado para su uso como un diluyente. Ahora este país pasó de producir 200 mil barriles al día de petróleo a un millón de barriles.

“Creemos que esto fue posible gracias al talento venezolano que hoy trabaja en las compañías petroleras privadas de ese país”, remarcó. ▲

Opinión Jaime Urquidi, gerente comercial Enterprise Products Partners

“El sector estatal debe crear su propia demanda” Es alentador que Bolivia esté actualmente procesando líquidos, pero aún no está sacando todo el potencial que hay en otras plantas procesadoras que pueden sacar hasta el 99% de etano del gas natural.

Por otro lado, también se puede extraer el propano y exportarlo. Por ejemplo, Estados Unidos exporta 100 millones de barriles de propano al año a Europa, tiendo como su uso principal la calefacción. Bolivia tiene la oportunidad en este momento de industrializar los recursos hidrocarburíferos, se debe instalar estas plantas y procesar todo el gas que podamos.

Otro desafío para Bolivia, es el transporte de esos líquidos. Se necesitan esos ductos para que se transporten a las plantas petroquímicas. Para tener una buena cadena de valor, nosotros debemos tener nuestra propia demanda y no exportarlo simplemente como etano y pentano.

El pentano se puede mezclar con la gasolina, el etano

para producir plásticos. Por eso considero esencial que el sector estatal se preocupe por analizar y crear su propia demanda, ahora que se tiene las plantas separadoras de líquidos, y eso es a través de una petroquímica, procesarlos y convertirlos en plásticos y el mismo propano para la calefacción. Plantas eléctricas, para no vender solo gas y se pueda vender termoelectricidad. ¿Pero cuanto es el margen de ganancia de la transformación del gas a líquido?, el gas vale 3 dólares el MBTU en Estados Unidos, pero cuando transformamos ese gas en líquido ese valor sube a 7.50, es decir se duplica.

Eso lo saben los americanos y por eso buscan ese beneficio y lo hacen porque existen infraestructura de ductos, plantas de separación de etano, propano, butano, pentano, todo se tiene que separar para el mercado petroquímico.

Bolivia tiene el mercado virgen, hay mucho por crecer pero se requiere una fuerte inversión privada.

petróleo & gas

▶ Jaime Urquidi, es reconocido en Bolivia por el pacto que gestionó con Chevron Corporación para construir un oleoducto, el de mayor capacidad desde el Permian Basin hasta Houston.

“Logré el contrato más grande de la historia, después de la construcción de este oleoducto Houston no necesitaría otro”, afirmó convencido Urquidi.

El acuerdo consiste en la construcción de un oleoducto de 900 kilómetros desde la terminal de la compañía en Midland, Texas, a los almacenes en el oeste de Houston. Tendrá una capacidad de 540 mil barriles de petróleo al día, de los cuales 59 mil barriles de petróleo serán de tipo condensado destinado a la exportación, precisó el ejecutivo.

Es así que la obra se inició el 1 de julio y concluirá en dos años, por lo que prevén que su operación inicie el segundo trimestre de 2017.

El tipo de crudo que se transportará es de 42 API. No es exactamente el petróleo que las refinerías de Houston pueden procesar pero es mezclado con petróleo canadiense que proviene desde Oklahoma, con el cual no será necesario traerlo desde el Medio Oriente.

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Urquidi: 'Logré el contrato más importante de Houston' Fuente: Enterprise Products Partners

Foto: wordpress.com

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comerciales.

En este caso, la compañía Chevron les planteó entregarles los 175 mil barriles de petróleo al día garantizados por 10 años, a cambio de hacerse cargo del 100% de la construcción del oleoducto.

Además de este importante negocio, Enterprise Products Partners acaba de firmar otro contrato para terminales petroleras en Houston, donde Chevron ha rentado tanques petroleros para que puedan llevar el petróleo que ellos producen hasta Corea.

Construirán un oleoducto de 900 kilómetros desde Texas hasta el oeste de Houston.

Urquidi señaló que lo destacado de este negocio fue el uso de una estrategia diferente para conseguir el contrato comercial.

"Proponerles la construcción de un oleoducto que empiece desde la terminal principal (donde se ponen los precios del mercado) hasta Houston y hacer que ese

precio colapse de 15 $us hasta 3 $us fue los que les interesó demasiado", dijo Urquidi.

Usualmente para su desarrollo estos proyectos necesitan el apoyo de tres o cuatro compañías petroleras productoras.

Cada una aporta con el 25% en la construcción mediante contratos

Proyección Al corto plazo piensan mover como 200 a 250 mil barriles por día (en dos tipos de petróleo 42 API y el condensado) con la utilización del 50% del oleoducto.

Por otro lado, mediante la construcción de tanques planean transportar otro tipo de crudo (de 45 a 50 grados), con lo que proyectan 540 mil barriles al día.

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F+oto: laportadacanada.com

┣ En el mejor de los casos, las zonas afectadas necesitarán entre 15 y 20 años para recuperar la vegetación, cuerpos de agua, y la flora y fauna de sus territorios, afectados por la acción de las FARC y el ELN en 30 años.

TEXTO: redacción central

Las empresas de la industria han fortalecido su capacidad de reacción ante estos hechos.

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COLOMBIA. este año, las FARC y el ELN son responsables de 49 atentados terroristas

4 millones de barriles de crudo se derramaron por ataques de guerrilla Válvulas ilícitas y hurto de crudo Pero no solo los atentados contaminan los ecosistemas, también lo hacen las válvulas ilícitas empleadas para el robo de crudo y refinados, pues el crudo hurtado es utilizado como materia prima para el procesamiento de drogas ilícitas que han fortalecido en los últimos años las estructuras criminales de Colombia.

“En un mes se logran almacenar cerca de 31 mil barriles de crudo en las refinerías ilegales que producen más de 13 mil galones de nafta, que se convierten en más de tres toneladas diarias de pasta de base de cocaína”, indicó el líder gremial al referirse al hurto de crudo, que en lo corresponde a este año alcanza la cifra de 147.500 barriles.

Solo en Putumayo esa modalidad delictiva ha ocasionado la afectación de 10 humedales, la contaminación de cuatro estanques piscícolas, y de quebradas y ríos como el Putumayo.

Las empresas de la industria han fortalecido su capacidad de reacción ante estos hechos. “Cuando se producen actos terroristas, las compañías activan de inmediato sus planes de contingencia que en algunas ocasiones incluyen

Foto: colombiadeprensa.com

C

on la reciente ola de atentados perpetrados por la guerrilla de las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) y el Ejército de Liberación Nacional (ELN), se completa 30 años de ataques a la infraestructura y daños al ambiente, a las comunidades campesinas, y a los más vulnerables a nivel nacional, según un informe de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP).

Desde 1986, cuando empezó a operar el oleoducto Caño Limón-Coveñas, se iniciaron las acciones ilegales de la guerrilla contra los sistemas de transporte de crudo, que han provocado a la fecha el derrame de más de 4 millones de barriles (168 millones de galones de crudo).

Esta cifra es 15 veces superior al accidente de mayor impacto ecológico ocurrido en 1989 cuando un barco petrolero encalló y derramó 261.000 barriles (11 millones de galones de crudo) sobre el Océano Pacífico, afectando más 2.000 kilómetros de la costa de Long Beach, California, y con daños considerables a la flora, la fauna y a habitantes ribereños.

“Si el reciente daño ecológico causado por las FARC en el sur del país hubiese ocurrido en Cartagena habría conmoción nacional; y si fuese en Saint Tropez (Francia) sería internacional. Pero como el principal afectado es Tumaco, sus ríos, su flora, su fauna, y sus habitantes, gente sencilla y pujante, que ha aprendido a vivir en medio de la adversidad, de la violencia y del olvido de la sociedad, a pocos importa y pronto pasará al olvido”, indicó Francisco José LLoreda Mera, presidente de la ACP. En lo que va de este año, las FARC y el ELN son responsables de 49 atentados terroristas. Solo en junio se registraron 39 de esos hechos. Los departamentos más afectados por esas acciones violentas durante 2015 son: Putumayo (25 atentados), Nariño (12), Norte de Santander (8), Casanare (2), Huila y Boyacá, con uno respectivamente.

Seis departamentos son los más afectados por ataques de la guerrilla en lo que va del año.

Datos

• Desde 1986, cuando empezó a operar el oleoducto Caño LimónCoveñas, se iniciaron las acciones ilegales de la guerrilla colombiana contra los sistemas de transporte de crudo.

• En lo que va de este año, las FARC y el ELN son responsables de 49 atentados terroristas. Solo en junio se registraron 39 de esos hecho.

inversiones hasta por cinco mil millones de pesos, con el cierre inmediato de las válvulas de oleoducto, colocación de barreras de contención para evitar que el crudo contamine los cuerpos hídricos y suelos, así como atender las necesidades de la población afectada”, puntualizó Lloreda Mera.

La industria trabajan en coordinación con las Fuerzas Militares y de Policía, para minimizar la probabilidad de atentados y mitigar

los daños de los mismos.

“Nuestro llamado es a que el país se manifieste con vehemencia frente al daño ambiental que ocasionaron las FARC y el ELN a lo largo de 30 años. Además, preocupa el silencio de ONGs ambientalistas y de Derechos Humanos, líderes de opinión y población frente a esta situación, que constituye la mayor tragedia ambiental relacionada con hidrocarburos que se conozca”, remarcó. ▲

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┣ El nuevo escenario petrolero, su mercado y la volatilidad de los precios son temas que formarán parte del VIII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía, centrado en el análisis de los “Desafíos energéticos de la próxima década”.

TEXTO: redacción central

L

as oportunidades de Bolivia en el sector energético, es uno de los temas que se abordará en el marco del VIII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía a realizarse este 19 y 20 de agosto.

Bolivia ha impulsado en los últimos meses plantas para el desarrollo de la industria petroquímica, urea y amoniaco. En ese sentido, uno de los aspectos clave del futuro de este sector es el factor comercial, el cual cuenta con una serie de mecanismos que deben ser implementados a la par de la infraestructura.

Uno de los elementos que puede generar un salto cualitativo para un país es la petroquímica, ya que a su alrededor activa pequeñas y medianas industrias las cuales son una oportunidad para el empresariado boliviano.

En este sentido, la temática sobre oportunidades comerciales en el área de urea y petroquímica estará a cargo de Alfredo Friedlander, director ejecutivo de Instituto Petroquímico Argentino (IPA), uno de los organismos de mayor experiencia en el desarrollo petroquímico en el continente.

Por otro lado, el nuevo escenario petrolero será analizado en un contexto de volatilidad de precios e incertidumbre global respecto a la energía.

Al respecto, Jaime Brito, Vicepresidente de Desarrollo de Negocios Estratégicos para América Latina de ARGUS Media, en un adelanto a su conferencia, aseguró que “la volatilidad de precios es relativa a un punto en el tiempo. Lo que creo que existe es un nuevo mercado en donde las fuerzas decisivas van más allá de los aspectos fundamentales de la industria”, precisó.

En ese marco, Brito expondrá la temática El nuevo mercado petrolero: variables detrás de los precios internacionales y expectativas, respecto a lo que complementa, “esta corrección de precios que vimos a la baja desde 2014 tiene un potencial de durar al menos otro año y posiblemente más”.

Posterior a su conferencia, Brito formará parte del Panel "Petróleo,

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evento. VIII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía, 19 y 20 de agosto

Expertos analizarán las oportunidades energéticas para Bolivia Foto: Archivo / RE

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Los asistentes participarán de las conferencias magistrales donde actualizarán sus conocimientos sobre las últimas tendencias de la actividad hidrocarífera.

Datos

• El evento, organizado por la CBHE se realizará entre los días 19 y 20 de agosto, en los salones de eventos del Hotel Los Tajibos.

• Esta infraestructura que recibirá más de 500 participantes vinculados a la industria de los hidrocarburos y energía.

Cifra

15

conferencistas participación. Son expertos y ejecutivos de las más destacadas empresas del sector energético.

gas, volatilidad de precios y la nueva dinámica geopolítica" en el que compartirá escenario con Javier Díaz, de Platts y Álvaro Ríos, de Gas

Claudia Cronenbold, presidenta de la CBHE, en el cierre del 7mo congreso del sector energético.

Energy Latin America. Este espacio busca examinar a fondo los temas que se plantean, en un formato de conversatorio lo que permitirá enri-

quecer el análisis.

Los conferencistas mencionados forman parte de los más de 15 disertantes que analizarán los

“Desafíos energéticos de la próxima década” en el congreso organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE). ▲

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Franklin Molina Ortiz

opinión

ex viceministro de Desarrollo Energético

Áreas protegidas y la explotación de los hidrocarburos Más allá de la explotación de los recursos naturales en el ámbito energético, se debe buscar un modelo sostenible orientado a la diversificación de la matriz energética, dado que los recursos hidrocarburos son una fuente no renovable.

Foto: Archivo / Reporte Energía

L

a explotación de los recursos naturales tiene generalmente altos costos e impactos, particularmente cuando esta actividad se desarrolla en áreas de alta sensibilidad ambiental como son las áreas protegidas. Últimamente el término de áreas protegidas ha ido tomando una relevancia en el planeta y se asocia comúnmente al desarrollo sostenible.

Durante el siglo XIX y XX, la revolución industrial trajo consigo una serie de implicaciones no solo en el crecimiento de la producción y la productividad, sino también en el medio ambiente; después de causar devastación de los recursos forestales en los países desarrollados, principalmente en Europa, surgió la necesidad de áreas de conservación natural.

La creación de espacios naturales protegidos nace en Estados Unidos en la década de 1870 como respuesta a esta situación y a la pérdida continua de los servicios ambientales; estos espacios de conservación han ido incrementándose paulatinamente y son generalmente objeto de tensión al interior de los países.

Bolivia es de los 17 países con mayor diversidad en el planeta (PNCC, 2010) y cuenta con enorme potencial en materia de recursos energéticos, de estos los más importantes están las reservas de recursos hídricos, reservas de recursos minero energéticos, de la cual el litio representa una de las más significativas del globo; sin embargo la matriz energética en el país descansa en los recursos hidrocarburos y el gas especialmente, este último además, como principal fuente de divisas.

Los países de nuestra región tienen el desafío de generar una

El Gobierno Central ha manifestado su decisión de realizar tareas de exploración petrolera en siete áreas protegidas de Bolivia.

agenda más equilibrada cómo lo señala la Declaración de la Conferencia de Naciones Unidas Rio+20 y planificar una agenda productiva más inclusiva con miras a cumplir los objetivos de desarrollo del Milenio.

El Estado Boliviano tiene como reto erradicar la pobreza, eliminar la desigualdad y elevar las condiciones de vida de la población, surge en este sentido una cuestión “cómo avanzar con la explotación de los recursos naturales al mismo tiempo generar condiciones para equilibrar y preservar el medio ambiente”.

De acuerdo a datos oficiales del Balance Energético Nacional, la tasa de crecimiento promedio de la producción de energía primaria en el Periodo 2000-2013 fue de 11,0% durante el periodo.

La producción de gas natural ha crecido a una tasa mayor al total, siendo de 14,0% anual; ello ha llevado a aumentar su participación en la producción primaria en todo el periodo, pasando del 56,7% en

2000 a situarse por encima del 80% en 2014.

Por un lado se evidencia que la producción de hidrocarburos se incrementó notablemente en los últimos años, por otro lado se constata que grandes megacampos productores de gas han comenzado su fase de declinación natural, situación que hace necesaria una campaña inmediata para acelerar la exploración con el objetivo de encontrar nuevas reservas de gas que garanticen la seguridad energética del mercado interno y el cumplimiento a los contratos de exportación de gas a la Argentina y Brasil.

Nuestro país posee 542.150 kilómetros cuadrados de cuencas sedimentarias con potencial de producir hidrocarburos, esto equivale al 49% del territorio nacional.

Hasta ahora se han delimitado 104 áreas reservadas para la exploración y explotación por YPFB Corporación, las cuales cubren 22.164.672,32 hectáreas, que se encuentran distribuidas en casi to-

dos los plays exploratorios del país, excepto en Pantanal y Sub-andino Norte.

Por otro lado, las áreas protegidas abarcan cerca del 16% del territorio nacional, a ellas se suman unas 100 áreas identificadas a nivel departamental y municipal, en total cubren una extensión equivalente a un 22% de la superficie del país.

La mayoría de las áreas protegidas están sobrepuestas, principalmente por pueblos indígenas y comunidades campesinas; conviene precisar, que es de conocimiento público la existencia actividades en las áreas protegidas, que de manera ilegal se vienen desarrollando hace bastante tiempo, como ser forestales, agrícolas, mineras y de otro tipo de explotación, generando una afectación mayor a los espacios de conservación y poniendo en grave riesgo inclusive zonas núcleo de parques nacionales.

Por otro lado llama la atención el crecimiento de TCO´s y nuevos

asentamientos humano en estas áreas protegidas, sobre todo cuando se evidencian indicios de potencialidad de hidrocarburos.

Existe un marco institucional normativo y regulatorio importante en cuanto a la gestión de las áreas protegidas. El Artículo 385 de la Constitución Política del Estado, dispone que las áreas protegidas constituyen un bien común y forman parte del patrimonio natural y cultural del país: cumplen funciones ambientales, culturales, sociales y económicas para el desarrollo sustentable. La gestión de las áreas protegidas está a cargo del Sernap.

La Ley 3058, establece procedimientos sobre la explotación de los hidrocarburos en áreas protegidas y el reglamento General de Áreas Protegidas, norma una regulación en la gestión de las áreas protegidas, definiendo su marco institucional, en función a lo dispuesto en la Ley de Medio Ambiente. Últimamente se ha emitido el DS 2366 que tiene por objeto establecer las medidas para el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos en todo el territorio nacional, en el marco de su carácter constitucional, estratégico y de interés público para el desarrollo del país; vinculado a la reducción de la extrema pobreza en comunidades que habitan las áreas protegidas y la gestión integral de los sistemas de vida.

Asimismo se establece actividades autorizadas y medidas ambientales a ser aplicadas, así como el destino del 1% para uso exclusivo el fortalecimiento del área intervenida.

Una óptima gestión ambiental articulada a las políticas secto-

petróleo & gas

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Resulta importante la armonización de los intereses locales, con los intereses nacionales y de conservación con el medio ambiente. Es prioritario promover la elaboración de instrumentos responsables en las áreas protegidas.

riales debe cumplir la función de proteger los servicios ambientales (biodiversidad, ecosistemas y protección a la vida) y los impactos culturales y sociales; comprende una serie de acciones para desarrollar una explotación racional en el marco del desarrollo del nuevo modelo de gestión compartida, en ese sentido la gestión institucional del Sernap con las organizaciones indígenas es un importante avance.

El presidente Morales ha manifestado públicamente que “se debe intensificar la exploración

en Bolivia, respetando las consultas a los pueblos indígenas y en el marco de decisiones soberanas sin intervenciones externas, inclusive en áreas protegidas, dado que sólo se afectaría el 0,04% de la superficie”. Asimismo, puntualizó: “Bolivia vive del Gas, pero se deben buscar otras alternativas y la gran alternativa es la industrialización”.

Actualmente se encuentra en discusión en la Asamblea Legislativa el anteproyecto de la Ley Marco de Consulta. Esta nueva ley regulará los mecanismos e instrumentos y participación de los ac-

tores indígenas y campesinos en las actividades extractivas en áreas protegidas, para lo que se requiere una efectiva coordinación y participación con los actores sociales y el sector.

Resulta importante la armonización de los intereses locales, con los intereses nacionales y de conservación con el medio ambiente. En este sentido es prioritario promover la elaboración de instrumentos responsables en las áreas protegidas como son la evaluación ambiental estratégica, planes de manejo, zonificación,

indispensables para el aprovechamiento racional y sostenible.

Por otra parte, es necesario fortalecer la capacidad institucional de los actores que inciden en el manejo de las áreas protegidas en distintos aspectos, competencial, gestión, recursos humanos y recursos financieros para el desarrollo de actividades efectivas de conservación.

Pero más allá de la explotación de los recursos naturales en el ámbito energético, debemos buscar un modelo sostenible.

Este modelo debe estar orien-

tado a la diversificación de la matriz energética, dado que los recursos hidrocarburos son una fuente no renovable y tienden acabarse con el tiempo.

Por ello es necesario fortalecer nuestro sistema energético y este nuevo modelo debe incluir la seguridad del abastecimiento y de la oferta sostenible, la diversificación de las fuentes energéticas, el desarrollo de tecnologías apropiadas, una mayor eficiencia energética y el acceso a la energía para que esta se convierta en un mecanismo efectivo para eliminar la pobreza. ▲

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

Foto: proactivo.com.pe

26

El encuentro es una gran oportunidad de intercambio de experiencias profesionales.

La primera versión del taller especializado atrajo a diez expertos mundiales de los cinco continentes a la capital peruana.

┏◣

OIL & GAS. EMPRESAS MOSTRARÁN TECNOLOGÍA Y EXPERIENCIA

Tarija es sede de 2º Workshop de Sísmica y tecnicas exploratorias ┣ El primer evento de su tipo, realizado en Lima en 2013, reunió a geofísicos, geólogos, ingenieros de exploración y empresas con gran experiencia en métodos prospectivos de todo el mundo. Tarija fue elegida como sede del segundo.

TEXTO: redacción central

L

a costante actualización de las tecnologías de adquisición de datos del subsuelo, así como las técnicas sísmicas o no sísmicas o alternativas, son cada vez más competitivas en el mercado global y esas tendencias llevan a organizar eventos como el workshop de sísmica exploratoria para oil & gas, como el realizado en Lima, Perú en 2013 y que se replica en Tarija en el marco del Figas el próximo 5 de noviembre, dijeron los organizadores.

El evento anterior convocó a los más prestigiosos proveedo-

Cifras

600

Empresas como Western Geco, Inova, Sercel, Sinopec o BGP estuvieron presentes.

10

MM de $us

expertos

COSTO. La adquisición sísmica pueden costar de unos pocos hasta varios cientos de millones de dólares según las condiciones.

KNOW HOW. Representantes de empresas globales expondrán técnicas y tecnologías para adquisición de datos

res de tecnología y servicios para adquisición, interpretación, modelación sísmica y otros métodos exploratorios no-sísmicos de nivel global.

El taller está enfocado en mejorar y optimizar los recursos aplicados a la adquisición de información del subsuelo en busca de yacimientos y formaciones de hidrocarburos en montaña, selva, desiertos o cualquier tipo de geografía, incluso costa afuera, que no es el caso de Bolivia.

En la cita especializada participan diez especialistas de alto nivel en el campo de las geociencias, provenientes de varios países, quienes compartirán sus múltiples experiencias en esta plataforma.

Los expertos que participarán

como disertantes del evento, son ejecutivos y geofísicos de las empresas líderes a nivel mundial en sísmica y provisión de equipos de última generación.

Los especialistas tratarán diferentes aspectos de esta actividad exploratoria, desde los logros obtenidos en prospección sísmica hasta los últimos diseños de productos para esta actividad, así como distintas técnicas en zonas geológicamente complejas.

Por otro lado, se expondrán los avances tecnológicos en cuanto a interpretación de datos con imagen sísmica mejorada tanto 3D, como 4D y otras aplicaciones.

Otro aspecto importante que se abordará es el tema de seguridad y medio ambiente relacionado con

Ejecutivos de la industria aprovechan el evento para actualizar o ampliar sus nexos.

Datos

• Participarán 10 expertos y empresas de tecnología con presencia global • Se analizarán casos bolivianos, para enriquecer las experiencias técnicas y aportar a la mejora continua • Es una gran oportunidad para conocer las últimas tecnologías • Se pueden registrar y participar profesionales y estudiantes

explosivos utilizados en campañas de adquisición sísmica y sus implicaciones ambientales. Hoy día existen estándares muy altos de confiuabilidad en las operaciones, por lo que se han reducido a cero las

contingencias, según los expertos.

El control de calidad es uno de los factores más cuidados por los contratistas y llos clientes de las compañías de exploración de hidrocarburos y minería. Estos serán aspectos considerados en el evento y se discutirán en el panel final.

EMPRESAS Los organizadores han extendido invitaciones a empresas como Western Geco de Schlumberger, Sinopec, BGP, Orica, Inova, Sercel, Dolphin, Geospace, SAexploration, Global Geophysical y otras compañías líderes en su tipo en Estados Unidos y Europa, además de especialistas de empresas locales y de la estatal YPFB. ▲

27

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

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petróleo & gas

28

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Del 16 al 31 de Agosto de 2015

SITIAL. La compañía es una de las 15 petroleras privadas más importantes del mundo

Pese a la caída de los precios del crudo Repsol obtuvo altos ingresos en el primer semestre La calidad de los activos industriales y la eficiencia de los procesos en los negocios del Downstream de la compañía permitió aprovechar la mejora de márgenes internacionales y compensar los resultados del Upstream. ┣

TEXTO: franco garcía S.

R

Datos

Objetivos. Se superó ampliamente lo programado en su Plan Estratégico 2012 - 2016 duplicando volúmenes de reservas y producción. talisman. Con la integración de sus activos, Repsol alcanzó una producción media en Junio de 660.000 barriles equivalentes de petróleo diarios. perla. Se inició en julio la producción en el megaproyecto Perla, el mayor descubrimiento de gas en la historia de la compañía y el campo offshore más grande de Latinoamérica.

Esta operación ha permitido a Repsol superar ampliamente los objetivos marcados en su Plan Estratégico 2012-2016 y, prácticamente, duplicar sus volúmenes de reservas y de producción.

Repsol ha pasado a ser una de las 15 petroleras privadas más importantes del mundo, incrementó la diversificación de sus activos y aumentó su presencia en los mer-

Foto:libremercado.com

epsol alcanzó en el primer semestre de 2015 un beneficio neto ajustado de 1.240 millones de euros, cifra que supera en un 35% a los 922 millones de euros de los primeros seis meses del año 2014. Este resultado, que mide específicamente la marcha de los negocios de la compañía, pone de manifiesto la fortaleza de su modelo integrado (UpstreamDownstream) y resulta especialmente significativo en el actual contexto de bajos precios del cru-

do, de acuerdo a un informe de la compañía española.

En este sentido se indicó que la calidad de los activos industriales y la eficiencia de los procesos en los negocios del Downstream han permitido a Repsol aprovechar la mejora de márgenes internacionales y compensar los resultados del Upstream, afectados directamente por la fuerte caída de los precios internacionales del crudo y la interrupción de la producción en Libia.

El resultado neto (MIFO) ascendió a 1.053 millones de euros, que comparan con los 1.327 millones de euros obtenidos en el mismo periodo del ejercicio anterior, en el que se contabilizaron 616 millones de euros provenientes de la venta de activos de GNL y de las acciones no expropiadas de YPF. Excluyendo este efecto, el beneficio neto habría superado al del año anterior.

Los resultados del primer semestre incluyen, a partir del 8 de mayo, la integración de Talisman.

Los buenos resultados obtenidos en el área del downstream han compensado la baja de ingresos del upstream.

cados internacionales, especialmente en países de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico).

La compañía incorporó activos en producción de primera calidad y áreas de gran potencial exploratorio en Norteamérica (Canadá y Estados Unidos) y el Sudeste Asiático (Indonesia, Malasia y Vietnam), así como en Colombia y Noruega, entre otros países.

A su vez con la integración de los activos de Talisman, Repsol alcanzó una producción media en el mes de junio de 660.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que supone un aumento del 86% frente a los 355.000 barriles equivalentes de petróleo al día producidos en promedio en 2014.

La producción media en el semestre ascendió a 440.000 barriles equivalentes de petróleo al día, contabilizándose los activos de la compañía canadiense desde el 8 de mayo, se señala.

De los activos de Talisman proviene buena parte del incremento de la producción, principalmente en Norteamérica y Asia.

En concreto, en datos de media del mes de junio, estos proyectos en Estados Unidos y Canadá han incorporado 153.000 barriles equivalentes de petróleo al día, mientras que en Asia el volumen es de 90.000 barriles equivalentes de petróleo diarios.

A esto hay que sumarle el notable incremento de la producción que Repsol ha obtenido en Brasil tras la conexión de nuevos pozos en el megacampo Sapinhoa.

Por otra parte, Repsol inició a principios de julio la producción en el megaproyecto Perla (Venezuela), el mayor descubrimiento de gas en la historia de la compañía y el campo offshore más grande de Latinoamérica.

Este megacampo cuenta con

Cifras

1.240 MM/Euros

ingresos. Es el monto del beneficio neto ajustado que Repsol recibió en el primer semestre de 2015.

922

MM/Euros ingresos. Es el beneficio neto ajustado que Repsol recibió en el primer semestre de 2014.

un volumen en el subsuelo cifrado en 17 billones de pies cúbicos de gas (Tcf), y se espera alcanzar a finales de año los 450 millones de pies cúbicos al día.

Perla supone la puesta en marcha del octavo proyecto clave de crecimiento fijado en el Plan Estratégico 2012-2016.

Los otros proyectos que ya están operativos son Sapinhoa (Brasil), Midcontinent (Estados Unidos), AROG (Rusia), MargaritaHuacaya (Bolivia), Lubina y Montanazo (España), Carabobo (Venezuela) y Kinteroni (Perú).

Upstream con menos ingresos Entre abril y junio de esta gestión la compañía española ha tenido éxito exploratorio en seis pozos realizados en Estados Unidos, Argelia, Bolivia y Rusia, que se suman a los dos pozos positivos conseguidos en Rusia y Bolivia durante los tres primeros meses del año.

Los precios internacionales del crudo y gas de referencia han sufrido un fuerte descenso en el semestre. En concreto, los precios medios del Brent y del WTI cayeron un 47%, el primero hasta los 57,8 dólares/barril y el segundo, hasta los 53,3 dólares/barril. Por su parte, el Henry Hub redujo su cotización un 42%, hasta los 2,8 dólares por millón de BTU. El fuerte descenso de los precios internacionales ha incidido en los resultados del área de Upstream (Exploración y Producción), con un resultado negativo de 238 millones de euros en el que también influyó la interrupción de las actividades en Libia.

Este resultado sería positivo si se excluyese el coste de la actividad exploratoria que lleva a cabo la compañía, ya que sus activos en producción siguen generando beneficios en el actual nivel de precios del crudo. ▲

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

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petróleo & gas

┣ El evento energético tradicional de Tarija, se caracteriza por abordar temáticas de la realidad nacional. En la versión 2015, se analizarán los proyectos exploratorios, nuevos descubrimientos y tecnologías para hidrocarburos y energía.

TEXTO: redacción central

E

xploración de hidrocarburos, tecnología y el futuro de la energía en Bolivia, serán abordados en la séptima versión del tradicional Foro Internacional del Gas y Energía, Figas, organizado anualmente por Reporte Energía, con el apoyo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Gobernación y Sub-Gobernación de Tarija, además de la Federación de Empresarios privados y la participación de empresas de la industria.

La temática de la versión 2015, estará centrada en los desafíos de la exploración y las alternativas energéticas de Bolivia.

Miguel Zabala, comisario general del Figas dijo que "llegar a la versión número siete de un evento especializado como este, ha significado mantener fortalecida una plataforma de diálogo independiente muy necesaria y útil en el país, dónde todos los sectores, tanto técnicos como académicos, cintíficos y políticos, han podido realizar ponencias altamente positivas para el conocimiento, desarrollo y las mejores prácticas en la industria".

Zabala agregó que "desde 2009, hemos reunido a expertos de muchos países de América, Europa y Asia, que han presentado las últimas tecnologías para la cadena de los hidrocarburos y la electricidad, pero también a muchos especialistas bolivianos, quienes tienen un espacio privilegiado en el foro, para compartir sus experiencias, presentar proyectos y compartir inquietudes", agregó.

El Figas fue reconocido como una actividad "de interés económico" para el municipio de Tarija, a través de una ordenanza el año 2011, en tanto que la Asamblea Legislativa Plurinacional, le reconoció su aporte al desarrollo nacional, a través de una Resolución que fue entregada por la Cámara de Diputados en 2014.

Para la versión de este año, el Figas anuncia la presentación de varios expertos en tecnologías de exploración y producción de hidrocarburos, que han participado en los desafíos técnicos de proyectos en el subandino boliviano

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

┏◣

ENCUENTRO. ES CO-ORGANIZADO JUNTO AL MHE

7mo FIGAS se centra en exploración y futuro de la energía en Bolivia Foto: proactivo.com.pe

30

Los proyectos bolivianos de hidrocarburos y energía, son analizados durante el evento. El Figas se ha convertido en la plataforma independiente de diálogo energético de Bolivia desde 2009.

Agenda

3 al 5

200

noviembre

participantes

programa. El acto inaugural se realiza en el H. Concejo Municipal, y las conferencias y el workshop de sísmica son el Los Parrales.

NETWORKING. La participación de ejecutivos, académicos, autoridades y empresarios, crean un clima propicio para el encuentro.

y proyectos exploratorios y de producción de gas y petróleo.

Se destaca la presencia de Jaime Urquidi, el boliviano que logró un multimillonario contrato por la construcción de un oleoducto en Texas, Estados Unidos, quien presentará los desafíos de un proyecto de gran envergadura y la participación de un boliviano en la negociación y cierre. (ver nota en págs. 18 y 19 de la presente edición).

Otra destacada participación es la de Luis Javier Bacarreza, ingeniero petrolero boliviano, ex ejecutivo de YPFB con amplia experiencia en perforación y que en la actualidad gerenta un agresivo

proyecto de producción petrolerea en Australia, para la compañía Shell. Bacarreza realizará una presentación sobre “Perforacion de pozos de gas de alto caudal. La experiencia de Shell en el campo Prelude -Australia”.

Los participantes esperan la tradicional "Noche Chapaca" para desgustar los sabores locales.

FOMENTO TURÍSTICO La organización del Figas se ha comprometido con la Gobernación y el Gobierno Municipal capitalino, a promover el destino turistico Tarija, por lo que ha insertado un link en el sitio web www.figas. org con información de la "ruta del vino" y otras atracciones del departamento que acoge al evento energético desde hace 7 años. ▲

Los Datos

• Registros en el sitio web www.figas.org • Participarán expertos en tecnologías exploratorias y de producción de hidrocarburos • Se presentarán por primera vez las experienias del Monitoreo socio ambiental indígena, a través de un trabajo junto a las capitanías guaraníes de Chuquisaca

Workshop

• Tarija será sede del 2º Workshop de Tecnología Sísmica y exploratoria para Oil & Gas • Investigadores y expertos geofísicos de las empresas que operan en el país y de prestigiosas compañías internacionales se darán cita en el evento • Ver nota en la pág. 26 de la presente edición

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

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especial energía

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Del 16 al 31 de Agosto de 2015

ALZA. Alta demanda de productos de exportación

┣ Los niveles actuales de las inversiones asiáticas en América Latina y el Caribe prometen incrementarse aún más con cifras colosales para los próximos años.

El desafío será diversificar los intereses de China e India en la Región.

El ‘Dragón chino’ continuará rondando la Región en pos de N energía y minería

TEXTO: franco García S.

Inversión extranjera directa de algunos países asiáticos, 1990-2013

miles de millones, US$ de 2010

140 120 100 80 60 40 20

China

India

Japón

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

-

Corea del Sur Fuentes: BID

Flujos de IED de China hacia América Latina y el Caribe, 2005-2014 40

miles de millones, US$

35 30 25 20 15 10 5 -

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Flujo de IED

2011

2012

2013

2014

o es desconocido el incremento exponencial de la Inversión Extranjera Directa (IED) de China, junto a la de India, en el último decenio en América Latina y el Caribe, sin embargo lo novedoso es que esta tendencia continuará en los próximos años con mayor fuerza en los rubros de energía y minería por la alta demanda de estos recursos en el continente asiático, según un estudio de la División Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), al que tuvo acceso Reporte Energía.

El informe publicado a fines del mes pasado y denominado “Financiando la ruta de la seda: Inversión asiática en los sectores energético y minero de América Latina y el Caribe”, elaborado por Ramón Espinasa, Estefanía Marchán y Carlos G. Sucre, detalla la evolución, desarrollo y perspectivas de la Salida de la Inversión Extranjera Directa (SIED) de países como China e India rumbo a la región.

En el Estudio se indica que durante el último decenio, los dos factores principales que han incidido en el aumento de la IED en América Latina y el Caribe han sido el crecimiento económico en la región y la alta demanda internacional de productos básicos de exportación, incluidos los de minería y energía.

Con ambos en proceso de desaceleración, en parte como resultado de un menor crecimiento de la economía china, las perspectivas de IED en la región se verán afectadas en el corto y mediano plazo. Sin embargo, aunque la demanda china de energía y minerales probablemente disminuya en el futuro, la escala de la demanda de estos recursos por parte de los

países asiáticos seguirá aumentando en los próximos decenios.

A largo plazo, China e India continuarán procurando diversificar sus inversiones con el fin de tener acceso a recursos esenciales para mantener su desarrollo y para ayudar a proteger sus industrias nacionales de la volatilidad de los precios en el plano internacional, explican los expertos.

Encabezado principalmente por China, el peso de la demanda asiática de materias primas energéticas y minerales ya ha alterado las características del comercio mundial y la inversión en estos sectores.

Mientras China e India continúen absorbiendo porciones cada vez más grandes de las exportaciones de minerales y energía de América Latina y el Caribe, los niveles actuales de las inversiones asiáticas en América Latina y el Caribe aún tienen un margen considerable para seguir creciendo.

Además, un análisis de los acontecimientos más recientes muestra una clara tendencia al alza que es poco probable que se diluya en el futuro. El presidente chino, Xi Jinping, y el primer ministro chino, Li Keqiang, en enero y mayo de 2015 respectivamente, visitaron América Latina, y prometieron más de $us 250.000 millones en inversiones durante el próximo decenio, en una clara muestra del gran interés económico a largo plazo de su país en la región.

En el futuro, el desafío para ambas regiones, por lo tanto, no será atraer más inversiones, sino diversificar los intereses asiáticos en América Latina y el Caribe, tanto en términos de geografía como de sector, señala el documento entre sus conclusiones.

Según el Informe la entrada a América Latina de empresas chinas e indias se inscribe en un cuadro internacional más amplio. La progresiva internacionalización de las empresas de estos dos países comenzó con la apertura de sus economías en los años 90, pero cobró verdadero impulso después del 2.000, en particular para China.

En este país, el alto crecimiento interno, las grandes reservas de divisas y la creciente necesidad de asegurar recursos naturales y conocimientos generaron un auge

especial energía

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

IED de China en el sector de la energía de América Latina y el Caribe, 2005-2014

Volumen de IED China en ALyC en energía 2005-2014

30

miles de millones, US$

33

8%

25

3% 3% Petróleo y gas Hidroeléctricas

20

Generación eléctrica

15

Carbón

16%

10

Alternativas

70%

5 -

2005

2006

2009

2010

2011

2012

2013

Flujo de IED

IED de China en el sector minero de América Latina y el Caribe, 2005-2014

Volumen IED China en ALyC minerales 2005 -2014

7.0

2% 2%

miles de millones, US$

6.0 5.0

Cobre

4.0

Acero 32%

3.0

Aluminio

2.0

64%

Níquel

1.0 0.0

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Flujo de IED

Volumen de IED de China en ALyC en energía por país, 2005 -2014

5%

3%

Volumen IED China en ALyC en minerales, por país 2005-2014

2% 4% 1%

1% 3% 2% 1%

8% 38% 11%

10%

Brasil

Perú

Argentina

Colombia

11%

Ecuador

Chile

Venezuela

Trinidad y Tobago

54%

Perú

Venezuela

Brasil

Cuba

Ecuador

México

Chile

Cuba

12%

18% 16%

de inversiones en el extranjero.

Desde 1990 hasta 2013, la salida de inversión extranjera directa (SIED) de empresas chinas aumentó de $us 4.500 millones a $us 613.600 millones; un crecimiento concentrado sobre todo en el último decenio. Durante el mismo periodo, la SIED de empresas indias aumentó de $us 124 millones

en 1990 a $us 119.800 millones en 2013.

Si bien este crecimiento es significativo, la inversión directa de empresas chinas e indias en el extranjero sigue siendo inferior a la de Japón y otros países desarrollados. La SIED de Japón, por ejemplo, pasó de $us 201.400 millones en 1990 a $us 993.000 millones

Dato

EMPRESA. Todas las petroleras nacionales chinas, incluidas China National Petroleum Corporation (CNPC), China Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) y el Grupo Sinochem (Sinochem), han invertido en AlyC.

en 2013. Sin embargo, la creciente dependencia de las importaciones de energía y minerales ha motivado a China e India a buscar estos suministros en el extranjero y ha fomentado la inversión en América Latina y el Caribe.

Por otro lado un análisis de los datos disponibles muestra que, entre 2005 y 2014, la IED de China en

América Latina y el Caribe pasó de $us 3.800 millones a $us 109.500 millones, mientras que la IED de India en la región alcanzó los $us 16.000 millones en 2014. La mayoría de estas inversiones chinas e indias en la región se realizan en los sectores de los recursos naturales, en particular los sectores del petróleo y el gas y la minería. ▲

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

Fotos: YPFB

34

A través del proyecto GNL se realizarán 7.545 conexiones domiciliarias.

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El pueblo de Coroico festejó el inicio de las obras para la llegada del gas natural.

ABASTECIMIENTO. Se espera que el suministro de gas inicie en el 2016

YPFB Inicia construcción de 3 estaciones de regasificación YPFB invertirá Bs 53,2 MM en la construcción de las ESR, Bs 13, 1 MM en instalaciones de redes de gas y Bs 15,5 MM en estaciones de servicio en tres municipios del departamento de La Paz, haciendo un total de Bs 81,89 MM.

┣

TEXTO: redacción central

E

l vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, participó de la entrega de órdenes de proceder para que se inicie la construcción de las Estaciones Satelitales de Regasificación (ESR) en Coroico, Caranavi y Guanay, municipios paceños que se beneficiarán con gas natural a través del proyecto del Sistema Virtual de Gas Natural Licuado (GNL).

"Parecía imposible que haya red domiciliaria en Coroico, pero no es imposible utilizando la moderna tecnología (...) Ese gas en Coroico por tubo hasta las casas de los coroiqueños llegará. Esa tecnología que Goni quería usar para los extranjeros, nosotros los estamos usando para los bolivianos", manifestó García Linera.

Por su parte el presidente de

La Cifra

81,8

• El proyecto cuenta con un Sistema Virtual de Transporte (cisternas), Estaciones Satélites Regasificadoras.

• Coadyuvará en el desarrollo de poblaciones donde no llegan los gasoductos convencionales.

• Entre los beneficios para las poblaciones figuran la instalación de gas natural domiciliario, el uso del GNV y sustitución del consumo de GLP, diésel y gasolina.

MM/$us

inversión. Es el monto total que destinará YPFB en construcción de ESR, instalaciones de redes de gas y estaciones de servicio.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, entregó la orden de proceder a la empresa Inmacbol SRL para el inicio de la construcción de las ESR que será fiscalizada por la empresa Bureau Veritas.

"Estamos entregando la orden de proceder para que comience la construcción y deba culminar hasta fin de año, de modo que Coroico, Caranavi y Guanay a inicios de 2016 ya cuenten con abastecimiento de gas natural. Estas tres poblaciones van a tener estaciones de servicio de gasolina, diésel y GNV", ponderó Achá.

La estatal petrolera invertirá Bs 53,24 millones en la construcción de las ESR, Bs 13,11 millones en instalaciones de redes de gas y Bs 15,54 millones en estaciones de servicio en estos tres municipios del departamento de La Paz, haciendo un total de Bs 81,89 millones de inversión.

A través del proyecto GNL se

Datos

El presidente de YPFB, Guillermo Achá, explicó el proyecto al vicepresidente del Estado Álvaro García.

realizarán 7.545 conexiones domiciliarias en Coroico (975), Caranavi (4.726) y Guanay (1.844) beneficiando a 37.725 usuarios de esas poblaciones paceñas.

Estación satelital de

regasificación La Estación Satelital de Regasificación tiene la función de vaporizar el GNL, retornándolo a su estado natural gaseoso. Se compone de almacenamiento de GNL, bombas de alta y baja presión,

vaporizadores ambientales y una unidad de regulación, medición y odorización.

El proyecto cuenta con un Sistema Virtual de Transporte (cisternas), Estaciones Satélites Regasificadoras. Coadyuvará en el desarrollo de estas poblaciones del departamento de La Paz donde no llegan los gasoductos convencionales y promoverá el uso del gas natural.

Entre los beneficios para las poblaciones figuran la instalación de gas natural domiciliario, la mejora en la calidad de vida, el uso del GNV y mejores condiciones para la generación de nuevos proyectos que favorezcan a cada población.

Además, este proyecto permitirá sustituir el consumo de GLP, gasolina y diésel oil. ▲

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

35

36

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Agosto de 2015

Boris Santos Gómez Úzqueda

entrevista

Máster en Administración, Columnistas de diarios Las Américas Miami y el Nacional de Caracas- @bguzqueda

Bolivia y los proyectos de Gas Natural Licuado El autor de este artículo señala que el escenario latinoamericano del LNG es dinámico. Brasil, Argentina, Perú, Colombia, Chile están inmersos en este negocio como consumidores u suministradores del mismo.

Foto: diariolatercera.com

H

ace más de diez años que la posibilidad de insertar a Bolivia al exclusivo “club” de países y corporaciones con negocios LNG está en mesa.

No es una opción que haya sido desechada, sino más bien apenas retrasada.

Para los que se adentran recién al mundo LNG: el gas natural licuado (LNG o GNL) es gas en estado líquido enfriado a -161o C convertido en líquido transparente como el agua, inodoro, incoloro, y no es ni corrosivo ni toxico y listo a ser transportado en barcos (metaneros). Es la forma de almacenaje de gas más eficiente y ocupa aproximadamente unas 600 veces menos espacio en fase líquida que en fase gaseosa haciendo económico su transporte y almacenaje.

Problemas políticos, de percepción, enfoque y volúmenes/ reservas y contratos/financiamientos han postergado esta opción de negocios que, claramente en breve no sólo volverá a la discusión sino que eventualmente pondrá a Bolivia como socio de ese escenario de grandes corporaciones.

Resulta noticia muy promisoria que la administración estatal boliviana anuncie proyectos para exportación de LNG quedando en estudio conocer los volúmenes y precios para la venta de este producto a otros países (abril 2015) y que en muestra de la real importancia de negocios LNG –obviamente mejor si son en gran escala y a largo plazo- es que en septiembre de 2014, la estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) puso en marcha la Planta de GNL con el ensayo de carga, transporte y distribución del Sistema Virtual de gas natural licuado a tres poblaciones de

Uruguay y Paraguay son posibles mercados de LNG para la producción gasífera boliviana. No se descarta la idea de proyecto conjunto con Perú.

las 27 que serán beneficiadas en una primera fase a nivel interno (El complejo de GNL está ubicado cerca de la Planta Separadora de Líquidos Río Grande, en el municipio de Cabezas, Santa Cruz).

Con este complejo se ampliará la cobertura de gas natural a 27 nuevas poblaciones del país donde no llegan los gasoductos convencionales o tradicionales ya sea por razones geográficas o económicas.

Adicionalmente hay otro proyecto –que tampoco es muy grande en términos de volumen- pero sí ya pone a Bolivia en negocios LNG al interior del continente: el pasado marzo 2012, el entonces viceministro de Desarrollo Energético reveló que el estudio de fac-

tibilidad de la alternativa de transporte de gas natural licuado (GNL) por la hidrovía Paraguay-Paraná —impulsado por la alianza de países Urupabol (Uruguay, Paraguay y Bolivia)— había sido adjudicado al grupo consultor Energy Consulting Services-Tractebel Enginnering (ECS-TE).

El escenario latinoamericano del LNG es dinámico. Brasil, Argentina, Perú, Colombia, Chile están inmersos en el negocio LNG como consumidores u suministradores de LNG. Siempre insistí en que se debe reformular la visión estratégica boliviana en hidrocarburos, a través de una Nueva Política Energética (NPE) con instrumentos legislativos, regulatorios y normativos

atractivos para capitales en exploración, explotación de gas y petróleo, y adicionalmente para sentar bases de proyectos de industrialización y de exportación de LNG. Ahora el Estado boliviano tiene la misión de relanzar la imagen y potencialidad boliviana en negocios de escala de gas natural reenfocando prioridades y permitir la promoción de Bolivia como un país atractivo de capitales para nuevos negocios y proyectos compartidos. Ello generará instrumentos de reducción de pobreza y competitividad global.

En la perspectiva política insisto en la absoluta posibilidad de “convivencia” tipo “condominio” entre el modelo estatista del modelo de "nacionalización" con

otros nuevos modelos de negocios compartidos joint ventures, y participación de multinacionales en contratos LNG o de industrialización de gas natural a escala en otras áreas exploradas, otras áreas certificadas y otras áreas a ser explotadas y posteriormente industrializadas. Ese podría ser un exitoso modelo de convivencia entre dos visiones de Estado.

Sigue en pie la oportunidad de generar negocios en agregación de valor al gas natural en: metanol, en plásticos, en diésel ecológico, en fertilizantes, en urea, en nuevos combustibles como DME di-metil éter, y otros derivados y gas para generación eléctrica.

No se necesitan porciones de reserva muy "grandes" para procesos de industrialización. Se puede "combinar" exportación de LNG con suplir mercado interno, contratos con Brasil y Argentina y con nuevas plantas de generación de valor agregado.

Los mercados "naturales" para el valor agregado al gas boliviano serán: diésel y electricidad, en excedentes, para Chile, Paraguay, Argentina, Brasil y hasta Perú.

Nuevos energéticos y plásticos (ej.

DME) para el Asia. LNG para México y el estado de California.

El consumo de LNG en Estados Unidos se incrementa año tras año. California es una "potencia" económica que requerirá DME y gas -para generación de electricidad limpia- y lo llevará de todas partes, del Perú (Camisea) o el gas boliviano.

Los negocios en gas se están diversificando, bajando costos, y dando oportunidades a países con problemas de transporte, como el caso boliviano, de manera que el transporte de LNG, o de

petróleo & gas

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No es mala idea aquella que busca unir el proyecto de LNG boliviano con el proyecto de LNG peruano. Dado el avance de ese proyecto habría que pensar, en consecuencia, en "complementariedad" del negocio.

diésel (producido vía GTL), o DME a través de transporte marítimo van a ser posibles y sostenibles en costos, haciendo a los energéticos bolivianos, y a sus plásticos, competitivos en mercados más o menos lejanos.

No olvidar que el avance de la tecnología posibilitará reducir costes de exploración/explotación de otros reservorios tipo shale de gas y petróleo lo que incrementará nuestra posibilidad de oferta de derivados del gas.

Naturalmente con reglas claras de apoyo estatal y patrocinio a

esas nuevas actividades.

No es mala idea aquella que busca unir el proyecto de LNG boliviano con el proyecto de LNG peruano. Dado el avance de ese proyecto habría que pensar, en consecuencia, en "complementariedad" del negocio.

Todo ello en el marco de la nueva visión en energía, una NPE: consensuada con participación del Estado y de la sociedad proactivamente diseñando y planificando a largo plazo temas como: ¿Cómo y quién financia proyectos?, ¿cómo se consiguen y garan-

tizan fondos? ¿cómo incorporar de "socio" al Estado en todos los proyectos? La política energética ya no puede construirse de "Gobierno en Gobierno", debe tener un alcance de mínimo 15 años. En tanto ocurre "lo macro" de esta descripción, no se descuidará la meta de elevar en actuales campos la producción para el mercado interno y para cumplir contratos externos.

Reducir importación de diésel y mejorar el refino de combustibles en el país, evitando costes de importación/subvención.

Pasar del "rentismo" hacia una

política de atraer inversiones para la seguridad de la producción sin enfoques ideológicos, para que el Estado, como competidor global y través de una compañía especializada en industrialización actúe con mentalidad corporativa generando "rentabilidad" en negocios que bien pueden ser apalancados o por vía de asociar a Bolivia en proyectos de riesgo compartido aportando una parte de nuestras reservas de gas (de nuevos reservorios, hasta 3 TCF por veinte años para industrializar gas en DME, sólo como ejemplo) o por vía de

apalancar dinero de las RIN (reserva internacional neta, en proyectos de, por ejemplo, conversión de GTL).

El expresidente de la estatal boliviana YPFB dijo en una entrevista que “Nuestra única posibilidad de exportar es través del LNG (Gas Natural Licuado)”, posibilidad que se exploró hace más de 10 años. En la misma entrevista afirmó que “se requiere de una infraestructura portuaria y de conocer un puerto donde podamos hacer inversiones altas y significativas. ▲

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MInería

opinión

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Cámara Minera del Perú y la Sociedad de Minería de Sudáfrica

Geotecnia minera y el reto de administrar bien recursos hídricos Según los autores la geotecnia está orientada a vigilar que las construcciones mineras estén bien estructuradas, cuenten con materiales adecuados, paredes estables y estén diseñadas para controlar la cantidad de agua existente.

Foto: universidadfriky.com

E

l rol del agua en las operaciones mineras es muy decisivo.

En base al tipo de sus actividades, convencionalmente la minería se divide en subterránea y a tajo abierto; Sin embargo, desde el punto de vista hidrogeológico y por su ubicación es más apropiado distinguirla por encima o por debajo del nivel freático. En este sentido el estudio del agua subterránea es un problema mucho más importante en los yacimientos bajo tierra, ya que en contados casos se convierte en un inconveniente para las actividades a campo abierto.

La mayor demanda del líquido vital del planeta ocurre en los procesos metalúrgicos, siendo la flotación la que mayor consumo requiere, y la lixiviación en pilas, la de menor. Para satisfacer su necesidad de agua, la actividad minera utiliza generalmente la que se encuentra en los lagos y ríos.

Sin embargo, solo en contados casos, y generalmente de forma casual, echa mano de la subterránea. En algunas minas se acude al drenaje para eliminarla.

La técnica empleada es la extracción por bombeo, aunque en casos de mayor gravedad se realiza mediante túneles.

La geotecnia está orientada a vigilar que las construcciones propias de la actividad minera estén bien estructuradas, que cuenten con los materiales adecuados, que las paredes sean estables y estén diseñadas para controlar la cantidad de agua existente. Además debe encargarse de sugerir los métodos de excavación.

Pese a las medidas de seguridad y a los avances tecnológicos, el riesgo a tener algún accidente es real, sobre todo, en las excava-

Se reconoce que los cambios en los acuíferos locales por acción directa de la minería son muy notorios.

"LA MAYOR DEMANDA DEL LÍQUIDO VITAL DEL PLANETA OCURRE EN LOS PROCESOS METALÚRGICOS" ⇒ Cámara Minera del Perú, y la Sociedad de Minería de Sudáfrica

ciones profundas.

Sin embargo, para el especialista en minería de la Organización Mundial del Trabajo, Martin Hann, el peligro ha disminuido: “A nivel mundial hay un menor número de

accidentes en el sector en comparación con lo que ocurría 10 años atrás, pero algunos países siguen sin registrar sus datos de forma sistemática. El mayor número de accidentes ocurren en la minería informal” Pese al aumento en seguridad que se ha dado en el sector, una mala gestión en cuanto al agua subterránea y los sistemas para el drenaje y evacuación de la misma puede terminar generando el derrumbe de los yacimientos.

En este sentido un ejemplo de esta situación es lo que pasó el 2014 en Turquía, donde 20 mineros quedaron atrapados en una mina de carbón en la provincia de Karaman, ubicada en la parte central del país europeo, al producirse

"PARA EVITAR CONTAMINACIÓN DEL AGUA SUBTERRÁNEA SE DEBEN EMPLEAR ACCIONES PREVENTIVAS" ⇒ Cámara Minera del Perú, y la Sociedad de Minería de Sudáfrica

un derrumbe por acumulación de agua.

“El derrumbe no se ha debido a ninguna explosión ni fuga de gas, el agua ha inundado la galería”, declaró el gobernador de la

zona, Murat Koca, a los medios de comunicación.

Los cambios en los acuíferos locales por acción directa de la minería son muy notorios. Se producen variaciones de los niveles freáticos y alteraciones localizadas en el caudal de los manantiales.

El drenaje de socavones en yacimientos minerales con abundantes sulfuros y rocas de naturaleza ácida puede causar la generación de agua con abundante contenido de sulfatos y oxido.

A fin de preservar la calidad del agua subterránea, las empresas están reutilizando ese líquido empleado durante el proceso minero-metalúrgico de modo que la disposición o vertido de efluentes cumpla con los estándares de calidad impuestos por los organismos nacionales e internacionales.

Como ejemplo podemos mencionar lo que se realiza en la mina Condestable (Región Lima), proyecto que no registra vertimientos y reutiliza el agua subterránea desde pozos tubulares para sus operaciones, teniendo un sistema de recuperación del agua de los relaves, los cuales , previo tratamiento mediante sedimentadores, regresan a la planta y así logra evitar que se viertan al ambiente.

Por último, siguiendo el ejemplo de minas modernas como Antamina, Cerro Verde y Yanacocha, entre otras, que para evitar la contaminación del agua subterránea desde el inicio de la actividad se implementan acciones preventivas como la impermeabilización de los suelos, construcción de canales de derivación de agua de lluvia, encapsulamiento y revegetación, acorde a la Cámara Minera del Perú y la Sociedad de Minería de Sudáfrica.▲

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minería

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industria. la obra es realizada por itacamba cemento

Yacuses recibe sus primeros cargamentos con equipamiento

Las Cifras

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$us millones inversión. Es el monto inicial por la adquisición de equipos, partes y estructuras para la construcción de la Planta cementera.

Para fines del 2015 está prevista la llegada de toda la estructura y equipos auxiliares para el molino de cemento, ítems que vienen desde Alemania y Turquía El costo total de la Planta es de $us 220 MM y su inicio está previsto para 2016.

Foto:Itacamba Cemento

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Personal de la cementera Itacamba recibiendo diferentes equipos y estructuras para la edificación de la Planta Yacuses.

TEXTO: redacción central

L

a Planta Yacuses de Itacamba Cemento SA es cada vez más tangible con el arribo de un navío en el puerto de Arica que transporta una parte importante del equipamiento de su planta Yacuses, proveniente de China.

El 25% de un contrato por equipos, partes y estructuras, valuados en $us 31 millones, con la empresa china Tiajin Cement Industry Design & Research Institute (TCDRI) llegó a la planta en agosto y para fines del 2015 está previsto el arribo de toda la estructura y equipos auxiliares para el molino de cemento, ítems que vienen desde Alemania y Turquía.

En el mes patrio, la cementera recibió equipos para la planta de trituración, otros para el sistema de tratamiento de gas, un precalentador y homogenizador, enfriador de clínquer, las estructuras para el molino de cemento, estructuras para el silo de cemento, partes de los equipos para el sistema de aire de compresión y

879 mil/t

capacidad. Es el volumen de cemento que producirá la Planta Yacuses desde el segundo semestre de 2016.

parte de las estructuras metálicas del precalentador.

Alrededor de 90 camiones transportarán estos equipos desde el Puerto de Arica hasta la planta de Itacamba Cemento en Yacuses, a 590 km de la ciudad de Santa Cruz.

Itacamba Cemento ha encargado la provisión de los equipos para su planta a TCDRI, una empresa especializada en el diseño industrial a gran escala, reconocida por la importancia que brinda a la producción de equipos con innovación tecnológica, lo que asegura que su planta de cemento Yacuses contará con lo último en tecnología industrial.

Durante su operación, programada para iniciar en el segundo semestre de 2016, se espera una producción de 879 mil toneladas de cemento al año, es decir 17,58 millones de bolsas.

Con una inversión total de $us 220 millones, Itacamba Cemento SA reafirma su compromiso con el desarrollo de la región y el país.

La construcción y equipamiento de la planta en Yacuses no solo se provee de mano de obra directa e indirecta de la zona, tanto en la construcción, como en la operación de la planta, sino que potencia los emprendimientos que han surgido como consecuencia de la presencia de Itacamba Cemento en la provincia Germán Busch.

Además efectúa labores de extensión en áreas de la salud y la educación, que permiten aportar al desarrollo de la región. ▲

▶ La Gobernadora en ejercicio Kathia Quiroga, designó a José Luis Parada como director de la Empresa Siderúrgica Mutún por parte de la Gobernación de Santa Cruz, con el objetivo de impulsar y fortalecer todas las gestiones necesarias para que el proyecto empiece a funcionar.

“Con este tema de la crisis,

hay una gran necesidad de llevar adelante este proyecto, para industrializar el hierro, y viabilizar las exportaciones y abaratar los costos a través de Puerto Busch”, argumentó Parada.

Añadió que se trabajará también con el proyecto Rositas, para la generación de energía eléctrica que garantice el desa-

rrollo del pueblo boliviano y al mismo tiempo posibilitar la exportación a países vecinos que tienen déficit de energía eléctrica.

Asimismo resaltó que de manera coordinada se trabajará con el gobierno nacional para cumplir con estos dos proyectos y favorecer a muchos sectores.

Foto: Gobernación de Santa Cruz

Gobernación designó a José Luis Parada como director de la ESM

José Luis Parada, asesor general de la Gobernación y la Gobernadora en ejercicio Kathia Quiroga.

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electricidad

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Proyecto

Fotos: abi.bo

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• El proyecto se ubica en la cuenca del río Huacata, localidad Huacata provincia Méndez en el departamento de Tarija.

• Se utilizarán las aguas de los ríos Huacata y Quebrada Negra para la generación de energía hidroeléctrica; y la caída entre el embalse de regulación de Quebrada Negra y el río Corana.

• El caudal de diseño de 1.40 m3/s tendrá una potencia instalada de 5830 kW y una producción media de energía de 12.80 GWh. • Huacata se suma a los proyectos que impulsa el Gobierno para generar excedentes de electricidad y convertirse en el Corazón Energético de Sudamérica.

El presidente Evo Morales inauguró una oficina de Proyectos de Energías Alternativas y Renovables del Sur, en la ciudad sureña de Tarija, para impulsar proyectos energéticos.

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licitación. para realizar estudio a diseño final de la hidroeléctrica

Huacata coadyuvará a la exportación de electricidad La construcción del proyecto hidroeléctrico durará tres años. Actualmente se encuentra en la etapa de diseño final, para ello se lanzó la licitación.

Una vez entre en operación podrá generar seis megavatios.

┣

TEXTO: redacción central

S

e lanzó la licitación para el proyecto hidroeléctrico Huacata que generará seis megavatios (MW) de electricidad, que se enmarca en el plan del Gobierno Central para exportar en 2020 cerca de 1.000 MW. “Ustedes saben que el Estado tiene un plan a mediano plazo muy importante que es el de exportar energía y dentro de este programa tenemos como objetivo que Bolivia sea el centro energético de Sudamérica”, indicó el presidente Evo Morales durante un acto público.

Estas declaraciones fueron realizadas en la comunidad de Ñaurenda del departamento de Tarija, en el lanzamiento de la convocatoria para la licitación del estudio a diseño final de este proyecto hidroeléctrico.

“Si incorporamos la parte eléc-

Cifra

558.000 $us

inversión. Es el monto inicial para realizar el estudio a diseño final de la planta hidroeléctrica. Su costo final será de $us 6 millones.

trica a esta presa, generaría cerca de 6 MW. Ya está garantizada la licitación para realizar el estudio a diseño final, y el próximo año nos entregue los resultados para empezar a trabajar en la generación de electricidad”, afirmó Morales.

De acuerdo al Primer Mandatario, el estudio a diseño final de la planta demandará una inversión de $us 558.000, y su ejecución total costará alrededor de $us seis millones.

"Tenemos potencial para instalar plantas hidroeléctricas, la geotérmica, energía solar, energía eólica. Por eso, a la cabeza del ministro de Hidrocarburos y Energía , tienen la tarea de seguir explorando para instalar plantas hidroeléctricas aprovechando la geografía de Bolivia para bien de todos", afirmó el gobernante.

De acuerdo con el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Eduardo Paz, la construcción de la hidroeléctrica en

Autoridades de Gobierno inspeccionan la presa de Huacata donde se construirá el proyecto.

Huacata duraría tres años y, actualmente, el proyecto se encontraría en la etapa de diseño final.

En marzo pasado, el ministro de Hidrocarburos y Energía, la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) Corporación y la Gobernación de Tarija, firmaron un documento que establece las condiciones necesarias para que las partes coordinen sus esfuerzos, intercambien información, brinden asesoramiento técnico y acompañen los estudios, ejecución, operación y mantenimiento del proyecto hidroeléctrico Huacata.

En aquella ocasión se realizó la inspección técnica de las instala-

ciones del proyecto hidroeléctrico con el objetivo de ver el estado en que se encuentra y los avances para aprovechar las aguas de los ríos Huacata y Quebrada Negra para la generación de energía hidroeléctrica aprovechando la caída que se presenta entre el embalse de regulación de Quebrada Negra y el rio Corana.

El caudal de diseño de 1.40 m3/s tendrá una potencia instalada de 5830 kW y una producción media de energía de 12.80 GWh. El proyecto se ubica en la cuenca del rio Huacata, localidad Huacata provincia Méndez en el departamento de Tarija.

Asimismo el presidente Evo Morales creó una oficina de proyectos hidroeléctricos en Tarija, de manera que se convertirá al departamento en un polo de desarrollo de proyectos hidroeléctricos que coadyuven a la exportación de electricidad.

Actualmente, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía trabaja en la consolidación de Bolivia como crazón energético de Sudamérica, a través de su brazo operativo ENDE Corporación con el desarrollo de distintos proyectos de generación eléctrica y Huacata se suma a ellos con la meta de convertir a Bolivia en el Corazón Energético de Sudamérica.

Inversiones del sector eléctrico en Tarija Entre las inversiones del sector eléctrico en Tarija se tiene la línea de transmisión Punutuma – Tarija en 230 kV con una longitud de 255 kilómetros y una inversión de $us 55 millones.

Otro proyecto importante es la línea de transmisión Chaco – Tarija en 230 kV con una longitud de 138 Km y una inversión de $us 38 MM. Finalmente la Planta termoeléctrica del Sur, que en su primera fase generará 160 MW, por medio de cuatro turbogeneradores con una inversión de $us 122 millones. ▲

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empresa

TEXTO: redacción central

E

n los últimos seis años el rol de Bolinter se ha posicionado como el de una compañía calificada en construcción para asistir a las empresas “epecistas” que operan en Bolivia, habiendo para ello participado en las dos plantas nuevas para YPFB Refinación en Cochabamba (a punto de terminar la segunda), parcialmente en la planta Gran Chaco de YPFB y las plantas de Margarita, Fase I y II de Repsol, entre las principales.

Con el pasar del tiempo y a pesar de la experiencia acumulada, la empresa está enfocada en participar en las grandes obras como subcontratista de otras que por su capacidad económica y experiencia internacional logran las licitaciones que incluyen la ingeniería, la provisión y la construcción y que son capaces de garantizar su terminación oportuna.

Al realizar un balance de su presencia en la industria petrolera nacional, Bolinter sostuvo que “esta es altamente positiva, porque los que empezamos mucho tiempo atrás llevamos la indus-

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Bolinter apunta a seguir liderando la construcción en el sector petrolero tria en la sangre y después de 40 años de permanencia en obras sentimos que la experiencia ha sido muy grande y enriquecedora y nos permite opinar con bastante criterio sobre lo acontecido en este periodo de tiempo, tanto formativo como productivo. Nos sentimos expertos en la materia petrolera no solo a nivel nacional pero también de clase mundial.

A su vez otro de los aportes de la compañía es el de ser una empresa boliviana de construcción y servicios petroleros de clase mundial lo cual a su vez promueve la calificación de personal especia-

"HEMOS MANTENIDO POR MÁS DE 30 AÑOS UNA PLANTA DE TRABAJADORES" ⇒ Bolinter, Compañía constructora del sector petrolero

lizado y eleva el nivel de conocimiento de la industria.

“Hemos sido capaces de man-

tener por más de 30 años una planta de trabajadores permanentes que varía entre 130 a 150 trabajadores con el consiguiente beneficio de trabajo y sostenimiento para ellos y sus familia. En obras el personal eventual oscila entre 500 a 2000 trabajadores que disfrutan de un buen sueldo y todos los beneficios sociales de ley y el cuidado de salud y de seguridad”, explicó la empresa.

En materia técnica, Bolinter destaca haber sido pionera en promocionar la utilización del gas natural para el uso nacional y para su exportación al Brasil.

Datos

Logros en qhse. La concienciación del personal en materia de seguridad, calidad y cuidado del medio ambiente (normas ISO 9000, ISO 14000 y OHSAS 18000) ha permitido trabajar con un mínimo de accidentes y de impacto ambiental.. inversión. Los montos de proyectos adjudicados al contratista EPC el cual los subcontrata total o parcialmente sobrepasa los $us 1 mil MM. Próximos desafíos. "Lo más importante es permanecer en cancha para seguir siendo el proveedor de las familias de trabajadores que dependen de nosotros".

En esa línea presentó en su momento los primeros proyectos para la distribución de gas domiciliario, además de construir el primer sistema de distribución en el Parque Industrial. Asimismo, la empresa presentó su proyecto para el gas natural comprimido vehicular.

En ambos casos, en ese entonces, no se pudo lograr la aprobación respectiva pero "queda la gran satisfacción de ver que todo nuestro pronóstico se ha hecho realidad ". ▲

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empresa

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Fotos: Kerui

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TEXTO: lizzett vargas o.

K

erui Group Corporation planea para este año, aumentar los esfuerzos para el desarrollo de negocios en Bolivia, con su tecnología avanzada, equipos de alta calidad y servicio profesional para contribuir con eficacia a la cooperación comercial y desarrollo económico bilateral entre China y Bolivia.

Para ello, tiene proyectado aumentar la inversión para la construcción de talento en el país, investigación de mercado, promoción de productos y marcas, para asegurar que el mercado boliviano sea más grande y más competitivo.

“Kerui es uno de los más grandes fabricantes, proveedores de servicio de tecnología, contratistas de Soluciones Integrales de petróleo y gas en el campo de la exploración y explotación de petróleo y gas de China”, enfatizó Francisco Gao, gerente general de la sucursal Bolivia.

A través de su división Oil Field Equipment Division, la sucursal Bolivia se consolida en el país mediante un importante contrato para provisión de tubería destinada a la construcción de Redes de Gas en todo el territorio nacional, aportando así al cumplimento de los objetivos de YPFB para el desarrollo del país, señaló Arturo Sanjinéz, director de Marketing para la sucursal Bolivia.

Para Kerui, Bolivia es la segunda mayor reserva de gas natural en Sudamérica, un país muy rico en recursos petroleros, por eso afirman que tienen “muy buenas” perspectivas en el país.

La compañía cuenta con amplia experiencia en la provisión de equipos de boca de pozo, compresores, equipos de perforación, equipo para aumentar la producción y diferentes componentes de equipos de gas y petróleo.

"Promovemos activamente el negocio de servicios petroleros para un mayor progreso en el mercado boliviano", remarcó Gao. 50 años de experiencia Kerui Group Corporation es un grupo multinacional especializado en equipos para el sector petrolero, contratación general de EPC y servicio industrial de yacimiento petrolífero. Su sede se encuentra en Dongying donde está el segundo más grande yacimiento petrolífero de China, Shengli.

Moderna plataforma de perforación de la empresa Kerui.

Kerui apunta al desarrollo económico bilateral entre China y Bolivia

Datos

la empresa: Kerui Group se fundó en el año 2001.

Está situada en la ciudad de Dongying, segundo campo petrolero más grande de China -ShengLi yacimiento petrolífero. principal producto: Suministran todos los tubos de revestimiento conforme con API. Adicionalmente, ofrecen productos de pozo de alta resistencia y profundidad, productos para la explotación del petróleo pesado y productos resistentes a la corrosión(H2S,CO2ETC).

Pablo Salvatierra (Dir. de Ventas), Francisco Gao (Gte. gral.) y Arturo Sanjinéz (Dir. de Marketing).

La abundante experiencia de más de 50 años del yacimiento petrolífero de Shengli en explotación, sirve como una ventaja incomparable para Kerui, en los aspectos de tecnología, personal, investigación, entre otros. mercado internacional De acuerdo con el plan de desarrollo de operaciones y tecnologías, el grupo Kerui se divide en 9 departamentos, se estable-

La compañía provee tuberías a YPFB para la instalación de redes de gas para toda Bolivia.

cieron en 16 centros de investigación de tecnología en diferentes sedes como Beijing, Shanghái, Singapur, Houston, Calgary.

Además cuentan con sucursales (incluyendo sub / filiales, oficinas, estaciones de servicio, almacén de repuestos, talleres de mantenimiento) en más de 60 países y regiones.

Tienen establecido una red de marketing, servicio, agentes, suministro y logística que cubre

América del Sur, América del Norte, Oriente Medio, Asia, África y Europa.

A nivel global, cuentan con más de 10.000 empleados, 2.000 ingenieros técnicos, 800 ingenieros de aftermarket y aproximadamente 600 expertos en logística de todas partes del mundo, todos a disposición de sus clientes.

Por otro lado, destacan las relaciones con más de 220 empresas petrolíferas, 350 empresas de

servicio e ingeniería de campos petrolíferos, 80 grandes instituciones financieras y muchas marcas con fama internacional por todo el mundo, obteniendo buena reputación y fuerte confianza.

"Todos estos éxitos se atribuyen a nuestra honestidad, profesionalismo y persistencia.

Insistimos en que una relación honrada puede superar cualquier distancia", señala el alto ejecutivo de Kerui en Bolivia. ▲

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Fotos: Finilager

Innova impartirá actualizaciones en mantenimiento industrial TEXTO: lizzett vargas o.

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inilager organizará por cuarto año consecutivo “Innova“, evento que reunirá a las 70 empresas industriales más importantes de Bolivia, las cuales tendrán un espacio de actualización de conocimiento, experiencia y tecnología avanzada en mantenimiento industrial. La cita se realizará el 28 de agosto en el salón Tarope del hotel Camino Real.

“La jornada de innovación que hemos preparado, fortalece nuestro compromiso con la industria boliviana porque constituye una propuesta de valor para incrementar la productividad del sector”, señaló al respecto, Rodolfo Ribera, gerente general de Finilager.

Los contenidos de Innova 2015, serán impartidos por profesionales internacionales especialistas en Gestión de Mantenimiento y de Lubricación, Mantenimiento Predictivo y Transmisión de Potencia.

Entre los disertantes se encuentra Roberto Martínez, que expondrá acerca de la gestión de mantenimiento abarcando temas como los beneficios del CNA. A su turno, Armando Sugobono, dará a conocer el tema de Transición de Potencia aplicada a la eficiencia energética.

Asimismo estará presente Luis Beltrán, quien abordará el mantenimiento predictivo haciendo énfasis en los beneficios que se obtiene al realizar análisis backer en motores críticos.

Además Rolando Cornejo disertará sobre gestión de lubricación, destacando las ventajas que ofrecen los sistemas de lubricación centralizada en las maquinarias industriales.

Como en las anteriores versiones, Innova 2015 espera la participación de un centenar de personas, quienes se beneficiarán con actualización tecnológica en una jornada de ocho horas de duración.

Además este evento se destaca por sus ponencias presentadas por expertos representantes de marcas internacionales, como SKF, y por profesionales de Finilager, quienes tienen certificaciones internacionales en servicios de in-

Este evento se destaca por sus el alto nivel de sus ponencias presentadas por expertos de marcas internacionales.

Los participantes tendrán la opción de actualizarse sobre las últimas tendencias en mantenimiento industrial.

geniería.

“Este evento está enmarcado en la filosofía de Finilager, porque apuesta a ser un aliado de la productividad nacional”, remarcó Ribera.

Experiencia La empresa lleva más de 40 años en el mercado nacional y es líder en comercialización de productos de calidad y servicios del sector industrial automotriz y agrícola.

Finilager cuenta con roda-

Datos

evento. Innova 2015 es organizado por cuarto año consecutivo por Finilager.

Se realizará el 28 de agosto en el hotel Camino Real. temáticas. Gestión de Mantenimiento y de Lubricación, Mantenimiento Predictivo y Transmisión de Potencia.

EXPECTATIVA. Esperan la participación de un centenar de personas, quienes se beneficiarán con actualización tecnológica en jornada de ocho horas. de duración.

mientos de rueda, de transmisión, de embrague, además de retenes y crucetas que garantizan al mercado automotor liviano y pesado de Bolivia, la provisión de soluciones para todas las marcas que circulan y se comercializan en el país, al punto de tener en stock la solución para cualquier vehículo sin importar la marca del mismo ni el modelo ni el año de fabricación.

Para el segmento agrícola provee rodamientos, retenes, correas, cadenas y grasas sintéticas para todo tipo de maquinaria que

opera en el proceso de desarrollo de todo cultivo, desde el desmonte hasta la cosecha, garantizándole así al productor agrícola, la posibilidad de tener constante productividad.

La empresa está innovando en la implementación en Bolivia de un sistema de lubricación centralizado para todo tipo de maquinaria agrícola, el cual permitirá mayor rendimiento y durabilidad de las partes.

El desarrollo productivo del país tiene la opción de encontrar en Finilager un gran aliado gracias al stock de rodamientos, chumaceras, poleas, correas, cadenas, piñones y bujes entre otros, que son fundamentales y que marcan el paso de las grandes, medianas y pequeñas industrias del país.

Otra gran innovación de Finilager es en el área industrial, desde donde brinda el servicio de detección de fallas en la misma industria, oferta de soluciones y capacitaciones a personal de planta a cargo de ingenieros altamente calificados y constantemente actualizados en la vanguardia de la producción industrial.

En cuarenta años, el desarrollo de Finilager ha sido siempre sostenido y de prestigio, el cual ha sido ganado con trabajo de gente responsable pero sobre todo con la calidad de atención a los clientes y la oferta de productos siempre originales que generan confianza y garantizan seguridad. ▲

empresa

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TEXTO: lizzett vargas o.

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ás de una veintena de trabajadores de la compañía boliviana de servicios petroleros Bolpegas acompañados de sus familiares participaron de la carrera Impactrun “corriendo para impactar vidas”, organizado por Bridge2life y en beneficio del Programa Sergio Andrés de Fundesoc (Fundación Boliviana para el Desarrollo Social), Fábrica de Héroes y Brdge 2 life.

El objetivo de la carrera, que congregó a más de 500 participantes, fue motivar y fomentar la actividad física como una importante herramienta de prevención del consumo de drogas, alcohol, violencia y otros riesgos sociales en la juventud que son la razón de ser de las fundaciones organizadoras.

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iniciativa. fue organizada por bridge2life y Fundesoc

Bolpegas apoyó carrera pedestre solidaria “Para Bolpegas, participar de este tipo de eventos, sobretodo en apoyo a una importante causa como es el “Programa Sergio Andrés”, es una satisfacción enorme, ya que nos da la posibilidad de renovar el compromiso que tiene la empresa con el programa, cuyo objetivo es prevenir a los jóvenes en el consumo de drogas, alcohol, bullyng, pandillas y otros riesgos sociales que sufren a diarios nuestros jóvenes”, manifestó Carrillo, gerente general de Bolpegas.

Daniel Patuy y Rudiana Cuéllar fueron los ganadores de la carrera 3K en las categorías juvenil varones y damas, respectivamente. Alfredo Carreño y Carla Paola Cruz, en las

Foto: Bolpegas

La compañía participó en beneficio del programa Sergio Andrés. El objetivo de la carrera es motivar la actividad física como una herramienta de prevención del consumo de drogas y otros riesgos sociales en la juventud.

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Trabajadores de Bolpegas y sus familiares que participaron en la carrera.

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categorías mayores varones y damas de la carrera 5k y finalmente, Marcelo Urzagasti y Mireyna Mercedes Condoretty, se posicionaron en primer lugar en la categoría senior, varones y damas.

Erwin Quiroz y Verónica Vargas, trabajadores de Bolpegas, fueron los felices ganadores por parte de la empresa en distintas categorías.

Acerca de Bolpegas Bolpegas es una compañía boliviana de servicios petroleros con 18 años de experiencia en el sector de hidrocarburos, íntimamente ligada al desarrollo de la industria petrolera en Bolivia satisfaciendo las demandas de la industria de hidrocarburos y otros sectores productivos, adquiriendo en este proceso una cartera muy atractiva de clientes.

Es una empresa certificada internacionalmente y que está comprometida con el desarrollo industrial y tecnológico del país.

Ofrece una amplia gama de servicios como gerenciamiento y fiscalización de proyectos, auditorías técnicas e ingeniería conceptual, básica y de detalle a empresas industriales en general y en especial a las del sector de hidrocarburos. ▲

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Fotos: Técnicas Reunidas

Técnicas Reunidas destaca ejecución de megaproyectos TEXTO: redacción central

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poco más de cinco años de presencia operativa en Bolivia, Técnicas Reunidas destacó su consolidación con una de las principales empresas que realizan proyectos industriales de gran escala bajo la modalidad Llave en Mano/EP, habiendo ejecutado seis proyectos, cuatro de los cuales fueron entregados y en operación.

La compañía considera como altamente positivo el balance de sus actividades en el país desde mediados de 2010 interviniendo en proyectos con una inversión de aproximadamente $us 1.200 millones.

Respecto al aporte específico de Técnicas Reunidas a nivel nacional la empresa la cataloga en tres niveles. En primer lugar, a través de los proyectos realizados para la empresa Repsol Bolivia SA colaborando con ingeniería y ejecución de los proyectos “Planta Margarita Fase 1 y 2” para que el país incremente su capacidad de producción de gas.

En segundo lugar, con la ejecución en su fase final de los proyectos “Nueva Unidad de Reformación Catalítica” en la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba y “Nueva Unidad de Isomerización” en la Refinería Elder Bell de Santa Cruz, ambos con la empresa YPFB Refinación SA. “Estamos aportando nuestro conocimiento para mejorar la producción de refinación no solo en volumen sino también en la calidad de los subproductos que se obtienen, esto es muy importante porque supone una menor dependencia externa de hidrocarburos refinados”, señaló la empresa en un comunicado.

En tercer lugar la mayor contribución a la industria petrolera nacional por parte de Técnicas Reunidas es la ejecución del proyecto: “Planta de Separación de Líquidos Carlos Villegas Quiroga”, por su envergadura e importancia a nivel tanto nacional como internacional, mismo que además forma parte “del histórico proceso de industrialización que se está desarrollando actualmente”.

La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco es considerada como el "Proyecto estrella" de la empresa por la importancia nacional e internacional de la misma.

Técnicas Reunidas resalta la contratación de mano de obra local.

Logros en QHSE

- En materia de QHSE, los proyectos ejecutados en Bolivia fueron exitosos.

Como ejemplo se cita que en los proyectos “Margarita Fase 1 y 2” se han logrado superar 2.000.000 de horas hombre sin accidentes con pérdida de tiempo (LTI).

- En el caso del Proyecto “Planta de

A su vez Técnicas Reunidas remarcó que para concretar los aportes a la industria nacional se contribuyó al desarrollo de una gran cantidad de profesionales bolivianos de diversas especialidades y grados de experiencia, muchos de los cuales se han ad-

Separación de Líquidos Carlos Villegas Quiroga “ se llegó a los 16.000.000 de horas hombre sin registrarse accidentes de este tipo, lo cual representa un récord para la industria.

- A su vez en los tres proyectos para YPFB Refinación se han superado el millón de horas hombre trabajadas sin accidentes

herido a su planilla internacional y prestan servicios a proyectos en otros países.

Respecto al futuro de la compañía en Bolivia, se indicó que el objetivo es “seguir acompañando y aportando al desarrollo industrial del país, porque estamos

con pérdida de días. Actualmente los proyectos que se encuentran en ejecución no registraron accidentes de esta categoría hasta la fecha.

- De igual manera se ha logrado obtener en 2014 la certificación ISO 9001 para la empresa que registrada en Bolivia bajo el nombre Técnicas Reunidas TR TEC Ltda.

muy orgullosos de nuestra trayectoria y hemos adquirido un conocimiento local que se traduce en mayor valor agregado para nuestros clientes”.

En este marco la empresa remarcó que cuenta con muchas referencias y experiencia interna-

RSE

• Apoyo a la comunidad de influencia directa del proyecto de Yacuiba (Yerovirenda), destinando médicos y medicamentos.

• Se brindó el servicio de traslado en ambulancia en caso de emergencia al hospital de Yacuiba a comunarios.

• Se capacitó en inocuidad alimentaria al personal, catering y se elaboraron programas específicos del área técnica destinados al personal.

• Se brindó apoyo a las escuelas de la zona con distintos aportes en mobiliario y equipos.

• Se entregaron más de 30 toneladas de madera en desuso (para utilizar como leña), a personal de las comunidades, Lapachal Alto, Las Habras, Campo Grande, Campo Pajoso, Yerovirenda, Limitas, etc.

• Se priorizó la contratación de mano de obra local llegando a registrarse un 61% de personal local.

• Se prestó especial atención a la inserción laboral de la mujer.

• Se privilegió la contratación de servicios locales fomentado el desarrollo económico de la región siendo para ello necesaria la implantación de programas de calidad y entrenamiento.

cional en plantas petroquímicas, por lo que participarán en las licitaciones de los futuros proyectos de propileno-polipropileno y de etileno-polietileno y esperan que con su experiencia, sigan trabajando en Bolivia, tal como lo han realizado en estos cinco años. ▲

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egún el análisis de La Boliviana Ciacruz Seguros (LBC) el escenario energético no podía ser más prometedor en el país, pues aseguran que cuentan con la experiencia para evaluar y entender cada uno de los riesgos de este sector con los más altos estándares internacionales.

El importante volumen de inversiones realizadas y comprometidas, y las perspectivas ampliamente expectables en la industria hidrocarburífera, la generación y distribución de electricidad; y el desarrollo de energías alternativas, permiten que el país sea un serio candidato para convertirse en el centro energético de la región, afirma el gerente nacional de LBC, Santiago Bustillos.

En este contexto, esta compañía desarrolla productos y servicios que ofrecen todas las condiciones para satisfacer los requerimientos más específicos y exigentes de las empresas del sector energético.

Según Bustillos, existen cinco razones que diferencian a esta compañía en un mercado tan exigente. Entre ellos cita la calidad del servicio, la presencia de la empresa en todo el territorio nacional a través de una completa red de agencias, el alto nivel de especialización de los técnicos y profesionales de la compañía.

A ello se suma el desarrollo de soluciones innovadoras para resolver de manera oportuna los requerimientos de los asegurados, y el respaldo de brokers y reaseguradores internacionales de reconocido prestigio y capacidad, explicó Bustillos.

“La solvencia local de LBC para atender riesgos millonarios, sumada a la capacidad de acceder a mercados de reaseguros especializados en el mundo, se convierten en una ventaja única para asegurar los emprendimientos del sector energético boliviano”, asegura el ejecutivo.

Productos En el caso de las empresas del sector energético, la empresa de seguros tiene diversos productos en Seguros Personales y Seguros Generales.

En este rubro, el producto más requerido es el de Seguros de Accidentes Personales que debido a su alto nivel de demanda, es ofertado a las empresas a través de brokers y canales de venta directos.

En Seguros Generales existe una amplia gama de productos que tienen la capacidad de ade-

Oficina de La Boliviana Ciacruz Seguros de atención al cliente.

LBC ofrece seguros para todo tipo de riesgos del sector energético cuarse al requerimiento de cada cliente, y las características específicas de las empresas que operan en un sector tan especializado como el energético.

Y en esta lista, los Seguros de todo Riesgo son los más requeridos y los más complejos debido al elevado volumen de operaciones que implica cada operación. Precisamente, esta característica se convierte en un desafío para la industria aseguradora, porque en la mayor parte de los casos, el monto de dinero excede la capacidad local de realizar contratos directos.

En este escenario LBC combina su fortaleza forjada a lo largo de 69 años de experiencia y 15 años en el desarrollo de soluciones especializadas para este sector a través de un equipo altamente técnico, con el acceso exclusivo a un mercado de reaseguros de primer nivel.

Así, cada riesgo es cotizado de manera directa considerando las particularidades del asegurado, por lo que el resultado es una cobertura que brinda la tranquilidad que exige un emprendimiento erigido con inversiones millonarias.

“La experiencia que tenemos

Datos

lbc: La Boliviana Ciacruz Seguros cumple 69 años de labor ininterrumpida en el mercado boliviano. trayectoria: Durante este tiempo la empresa se ha constituido como un Consejero en Gestión y Administración de Riesgos y Seguros.

Apoya a sus clientes para resguardar su estabilidad familiar, económica, empresarial.

Asegura su tranquilidad futura, a través de un portafolio integral de soluciones para todos los aspectos y etapas.

nos permite evaluar y entender cada uno de los riesgos que se quiere asegurar en el marco de altos estándares internacionales, y evacuar un informe de ingeniería de riesgo que es una carta de presentación única en los mercados internacionales”, asegura Bustillos.

En este punto, es importante destacar que no todos los operadores de seguros en Bolivia, sino solo algunos, pueden acceder a estos mercados de reaseguros,

además que en este grupo especializado, son pocos los que cubren riesgos en el sector energético.

De esta forma, LBC tiene la capacidad de acceder a los operadores de reaseguros más importantes del mundo, destacándose los de Londres, que son los que se especializan en los reaseguros para las empresas de hidrocarburos y energía en general.

“Si nuestro objetivo es llegar al operador con un producto de alta calidad en las mejores condiciones de precio y cobertura, estas variables son determinantes al momento de ofrecer una propuesta”, explicó el ejecutivo.

Otro producto de gran demanda es el de Responsabilidad Civil, puesto que este asegura la responsabilidad del asegurado frente a una demanda de este tipo, ante eventualidades en el desarrollo de la su actividad y que podrían causar un daño a terceros. En este campo, los montos comprometidos son millonarios, por el nivel de cobertura debe garantizar la tranquilidad que requiere el operador para realizar su trabajo.

Al tratarse de un sector con un

alto nivel de especialización en sus operaciones, la aseguradora también ha desarrollado productos como las pólizas de construcción y montaje que cubren todos los riesgos durante el desarrollo de un proyecto.

Asimismo, se ofertan pólizas de fidelidad de empleados que cubren al asegurado ante eventuales infidelidades y delitos de los trabajadores en contra de la empresa.

Cartera de clientes Estas cualidades y particularmente el hecho de que en el sector energético los millonarios montos comprometidos en cada riesgo exceden la capacidad de los operadores locales, permite que La Boliviana Ciacruz Seguros se convierta en el asegurador de las más grandes empresas del rubro en Bolivia.

LBC brinda sus servicios a YPFB Transporte, YPFB Chaco, YPFB Refinación, Petrobras y todas sus subsidiarias en Bolivia.

Hidroeléctrica Boliviana y otros proyectos de la Empresa Nacional de Electricidad, solo por citar a algunos. ▲

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Fotos: WSC SA

WSC SA expertos en seguridad electrónica integral y automatización Ofrece a sus clientes todas las ingenierías de seguridad en un sola plataforma.

Sistemas integrales de automatismo y control para un edificio inteligente. Proyecto en ejecución para el Grupo Avícola Sofía.

TEXTO: lizzett vargas o.

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orldwide Security Corporation SA (WSC) es una empresa enfocada al rubro de seguridad integral y es experta en instalación de plataformas de sistemas de seguridad electrónica y automatización de edificios, capacidad que les permitió ser pioneros en la utilización de innovadoras tecnologías en esta área en Bolivia.

WSC inició sus operaciones en mayo de 2014 y forma parte del grupo asegurador Alianza. Si bien cuenta con poco más de un año en el mercado de seguridad, tiene profesionales altamente capacitados con más de 10 años de experiencia en esta área.

“Nuestro objetivo es ofrecer soluciones integrales de seguridad electrónica de nivel corporativo.

La empresa

creación. En mayo de 2014 se crea WSC S.A. con el respaldo empresarial del Grupo Asegurador Alianza. Afiliados a ALAS que es la Asociación Latinoamericana de Seguridad, quien es el ente que aglutina a las empresas del rubro en toda la región Americana. servicios. Posee la capacidad técnica, humana y tecnológica para brindar todos los servicios y productos del área de seguridad corporativa integral.

Esta es una herramienta de operación del día a día en una empresa y forma parte de su cadena de valor, cuando el cliente lo entiende así”, precisó Mauricio Cabrera, gerente general de WSC. Al mismo tiempo señala que esta visión de la compañía le permite al cliente encontrar todos los requerimientos de seguridad en una misma plataforma y por ende

Marcas. Trabajan con renombradas marcas a nivel internacional como ser Honeywell, Samsung Security, Bosch, Axis, Vivotek, Qnap, Paradox entre otras, con los más altos estándares de calidad comprobados a nivel mundial tecnología. Plataformas de vanguardia a nivel mundial para monitoreo y automatización de edificios, como Pro-Watch, Win-Pack de Honeywell y On Guard de Lenel, marcas líderes en el sector.

le abarata costos de monitoreo y control, además del ahorro y eficiencia energética que demanda su funcionamiento. uNIDADES DE NEGOCIOS La empresa cuenta con una marca registrada Top Security, a través de ella ofrece sus servicios en cuatro unidades de negocios.

La primera unidad es Top Monito-

ring, esta brinda servicios de monitoreo con alarmas contra robo e incendios para residencias, infraestructura e inmuebles, con un servicio 24 /7 y un equipo de reacción inmediata ante cualquier evento.

Top Tracking, es la segunda unidad de negocio de rastreo satelital de vehículos y personas, seguida de Top Project Securitiy, la cual se dedica a dar soluciones y servicios de productos de seguridad electrónica desde el diseño hasta la entrega llave en mano de los sistemas requeridos.

Entre ellos sistemas de videovigilancia (CCTV), tanto IP como análogas, detección de incendios, seguridad perimetral, entre otros.

Cabe destacar que son socios con la empresa Alco Advanced LTD, una de las compañías de seguridad electrónica a nivel internacional con proyectos ejecutados en varios países de Latinoamérica. En esta unidad WSC brinda la automatización de control en edificios o en cualquier tipo de infraestructura en diferentes niveles.

La última división de negocios es Top Guards, es la que brinda agentes o guardias de seguridad patrimonial y se subdividen en dos niveles: el primero ofrece el guardia de tipo convencional y el segundo es una persona que tiene la capacidad de administrar los sistemas de integración electrónica.

Entre sus principales mercados están los rubros financiero, industrial, comercial y específicamente empresas que requieran los cuatro servicios en una sola compañía.

Además el sector hidrocarburífero que junto al sector financiero han sido los que apuntalan la demanda de seguridad electrónica integral, cumpliendo con los estándares de calidad que requieren estas empresas, precisa el ejecutivo. principales trabajos WSC se encuentra actualmente trabajando en el primer edificio

inteligente de Bolivia del grupo avícola Sofía, el cual consiste en la implementación y control de acceso, prevención de incendios, CCTV y la instalación de la plataforma de administración inteligente EBI. Esta plataforma inteligente EBI a diferencia de los sistemas convencionales de seguridad, permite controlar climatización y confort, iluminación, extinción de incendios y sistema hidrosanitario. Además integra en la misma plataforma todas estas ingenierías en un solo edificio para tener un parámetro de diferentes acciones dentro de una misma infraestructura. “Lo que conlleva a bajar costos en sus operaciones, además de ahorro y eficiencia energética”, enfatiza Cabrera.

Otro trabajo destacado de WSC que ejecuta actualmente, es para los Depósitos Aduaneros Bolivianos (DAB). El proyecto consiste en la instalación de un sistema de seguridad electrónica a través de la plataforma Prowacht.

Esta tecnología permite también integrar todos los sistemas de seguridad de una instalación, pero además, se empleó una solución única, denominada Radar de Imagen Térmica (TIR, por sus siglas en inglés) con el objetivo de controlar las vulneraciones al perímetro de 4 hectáreas de dimensión que tienen estos depósitos aduaneros en la ciudad del Alto, departamento de La Paz. “Nosotros somos los primeros en usar esta solución de aplicación militar y ahora de uso comercial en el país”, destacó el ejecutivo de WSC. La visión de esta compañía es presentarse como un Holding empresarial, donde el cliente podrá acceder a mejores tarifas de pólizas de seguridad de Alianza, puesto que al contar con estos servicios su siniestralidad baja, informó Luciano Escobar, director ejecutivo de WSC.. ▲

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etrovisa ofrece un simulador con la tecnología más avanzada en capacitación de operarios, que permite entrenar en situaciones reales de manejo y traslados de carga pesada, con el objetivo de minimizar la posibilidad de un incidente.

El innovador equipo es ideal para la capacitación de movimientos básicos de operación, familiarización con mandos operacionales, situaciones de izajes críticos y es capaz de evaluar el nivel del cumplimiento de normas de seguridad del operador.

Petrovisa es la empresa de inspección de grúas y de certificación de operadores más importante del país, atendiendo a la mayoría de empresas que

componen el mercado boliviano, señala una nota de prensa corporativa.

Por otro lado, la compañía que tiene más de 10 años de experiencia en Bolivia, está consolidada actualmente como la empresa líder en provisión de cable de acero, eslingas y estrobos de excelente calidad, fabricadas en sus instalaciones con cables y accesorios certificados, de la marca Crosby.

Para ello cuenta con un importante stock de estos productos en sus variadas construcciones, diámetros y configuraciones.

Asimismo la compañía es la más completa en distribución de líneas líderes en accesorios para Izaje y movimiento de cargas.

De igual manera son proveedores de insumos y repuestos para equipos petroleros.

Foto: Petrovisa

Petrovisa ofrece moderno simulador para manejo de carga

Oficinas administrativas de la empresa Petrovisa en Santa Cruz de la Sierra.

Datos

petrovisa. Empresa de suministros petroleros, inspecciones de equipos, certificación de operadores y supervisión en campo. productos. Cables de acero , fajas planas de poliéster, equipo de izaje y aparejos para levantar carga.

Actualmente Petrovisa presta sus servicios de supervisión de campo en los campamentos Monteagudo, Margarita y Mamoré de la petrolera Repsol Bolivia.

Asimismo realiza el mantenimiento e inspecciones de puente grúa a la empresa minera San Cristóbal y a la Cooperativa Rural

de Electrificación (CRE LTDA), entre los trabajos más importantes.

Entre sus proyecciones a mediano plazo tiene fijado la implementación de un taller de metal mecánica para la fabricación de equipos de izaje y estructuras metálicas para diferentes uso en la industria petrolera. ▲

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Fotos: Archivo/RE

Herracruz suma 26 años innovando el mercado industrial

Datos

servicios para diferentes rubros: • división industrial: Provee equipos y herramientas para el mantenimiento,reparación, operación y montaje de industrias.

• división automotriz: Provee servicios integrales de diseño, equipamiento y montaje de talleres para mantenimiento automotrizy de equipo pesado.

• división de seguridad industrial: Ofrece soluciones en EPP apoyado con personal certificado por las marcas que representa.

• división minería: Cubre las necesidades de izaje, sujeción de carga y herramientas para mantenimiento de equipo pesado, herramientas hidráulicas, eléctricas, equipos de diagnóstico e instrumentos de metrología.

Personal de Herracruz participando de una feria con la marca RIDGID, líder en el desarrollo y fabricación de herramientas para tuberías

TEXTO: lizzett vargas o.

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on más de 26 años de trayectoria, Herracruz se ha constituido en el interlocutor que vincula a las industrias nacionales con firmas internacionales para proveerles productos con tecnología de vanguardia en base a la innovación de las marcas que representan.

Herracruz está en el mercado nacional como representante y distribuidor de reconocidas marcas en el rubro de las herramientas mecánicas, hidráulicas y el equipamiento para talleres automotrices.

En la actualidad esta empresa cuenta con cuatro divisiones de negocios: Automotriz, Industria, Minería y Seguridad Industrial, por medio de las cuales proveen de insumos a clientes importantes como Toyosa, YPFB y Serpetbol, entre otras, que además cuentan con el servicio técnico autorizado para sus diferentes marcas.

“Nuestra propuesta de valor se sustenta en mapear las necesidades del cliente y ofrecerle un pull de soluciones apropiadas para satisfacer de la mejor manera sus requerimientos", señaló Michael Fiorilo, gerente comer-

Desde su división de seguridad Industrial la compañía cuentan con productos para protección personal de prestigiosas marcas.

cial de Herracruz.

Asimismo, remarcó que la ventaja competitiva de esta empresa se centra en el principal activo que es su personal, el cual está capacitado parta brindar un asesoramiento personalizado y especializado tanto en el proceso de venta como en el de post venta.

De acuerdo a Fiorilo, el desafío a corto plazo de Herracruz es consolidar su posición como socio estratégico de sus clientes,

Cubre las necesidades de izaje, sujeción de carga con diferentes accesorios de marcas certificadas.

convirtiéndose en ese aliado que los colaborará a mantenerse en la vanguardia de sus respectivos rubros de acción.

De esta forma Herracruz “cumpliría con su promesa de marca que es la de brindar innovaciones tecnológicas”, puntualizó Fiorilo.

En sus acciones a corto plazo, la empresa planifica ampliar los talleres de capacitación para sus clientes en los que, con la intervención de expertos internacionales, proveerá capacitación en temáticas de interés para cada rubro.

Estas acciones le permiten no sólo dar un plus a su servicio de atención al cliente, sino que además es un medio para recoger inquietudes y promover la actualización constante en cuanto a tecnología y equipos se refiere.

En resumen, tanto la filosofía de la empresa como sus objetivos y metas están enfocados a brindar un servicio de excelencia junto al monitoreo de los estándares de satisfacción de sus clientes, remarcó Fiorilo.

Actualmente, la empresa Herracruz cuenta con su Casa Matriz en Santa Cruz, otra en la ciudad de Cochabamba y próximamente en la ciudad de La Paz. ▲

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64 ┣ Argentina avanza en el desarrollo de una cuarta, quinta y sexta central nuclear con una amplia participación de su industria. La generación puede suministrar 1.755 MW de potencia, 10% de la demanda total de energía de este país.

TEXTO: franco garcía S.

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l seis de julio pasado Nucleoeléctrica Argentina alcanzó un récord de generación histórica de energía nuclear por el funcionamiento en forma simultánea por primera vez de las centrales Juan Domingo Perón, Néstor Kirchner y Embalse, según una nota de prensa de la compañía.

En este sentido, desde que la Central Néstor Kirchner alcanzó su plena potencia el 18 de febrero pasado, la generación nuclear puede suministrar una potencia de 1.755 megavatios, lo que equivale al 10% de la demanda total de Argentina.

La terminación y puesta en funcionamiento de la Central Nuclear Néstor Kirchner se reali-

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Hito. 3 complejos funcionaron simultáneamente en ARGENTINA

Energía nuclear alcanza récord y avanza proceso para 4ta Central zó como parte del Plan de Reactivación Nuclear lanzado por el Gobierno Nacional en 2006, que incluye también la extensión de vida útil de la Central Nuclear Embalse y presidente Perón.

Al finalizar con esta tarea, Embalse estará en condiciones de seguir operando por un nuevo ciclo de 30 años, con una potencia cercana a los 700 megavatios, es decir, un 6% más que la capacidad actual.

Asimismo, Argentina avanza

El proyecto

Tipo. La cuarta central nuclear utilizará un reactor tipo CANDU, de uranio natural y agua pesada, similar al de Embalse. potencia. Aproximadamente 800 MW. UBICACIÓN. La nueva Central se construirá en el Complejo Nuclear Atucha, en Lima, Provincia de Buenos Aires, Argentina. contenido local. Para llevar a cabo esta obra, se maximizará la provisión de componentes nacionales.

en el desarrollo de una cuarta, quinta y sexta central nuclear en el país con una amplia participación de la industria nacional.

En esta línea Nucleoeléctrica Argentina SA informó que de acuerdo con la planificación de la Cuarta Central Nuclear argentina, se invitó a calificarse para formar parte del registro de potenciales proveedores a empresas nacionales de la industria, fabricantes de insumos y componentes, prestadores de servicios, compañías

de ingeniería y construcciones civiles.

Nucleoeléctrica Argentina, empresa perteneciente al Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, será el propietario, arquitecto e ingeniero del proyecto.

La compañía nacional será la encargada de llevar adelante el pre-proyecto, diseño, construcción, puesta en marcha y operación de la nueva central.

Por su parte, la Corporación Nacional Nuclear China (CNNC) proporcionará equipos, bienes y servicios, además de materiales que requiera la industria argentina para fabricar localmente componentes destinados al proyecto, que en más de un 70 por ciento serán nacionales.

Para llevar a cabo esta obra, se maximizará la provisión de componentes nacionales, lo que garantiza una importante participación de empresas locales y trabajadores argentinos.

La cuarta central nuclear utilizará un reactor tipo CANDU, de uranio natural y agua pesada, similar al de Embalse. Tendrá una potencia de aproximadamente 800 megavatios y se construirá en el Complejo Nuclear Atucha, en Lima, Provincia de Buenos Aires. ▲

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olinas del Urubó S.A. lanza su campaña para el segundo semestre de 2015, con la que regala un auto Mercedes Benz, adquirido y con el respaldo de Autolíder (Ovando S.A.) de Santa Cruz, a todas las personas que adquieran un terreno hasta el 30/12/15.

El anuncio lo hizo Mario Foianini Landivar, Presidente Ejecutivo de Colinas del Urubó S.A. junto a Jose Maria Ybarnegaray, Gerente de Mercedes Benz de Autolider S.A. (Ovando) Colinas del Urubó, dispone aún de un poco más de doscientos terrenos con toda la seguridad jurídica, títulos de propiedad individualizados para cada propiedad comercializada, que permite comprar el terreno e iniciar la construcción de su vivienda inmediatamente.

Una de las principales características de Colinas son los maravillosos paisajes y el respeto por el entorno natural de la zona.

En Colinas, se ofrece infraestructura de servicios de máxima calidad. Todos los barrios de Colinas cuentan con servicios con pavimento con tecnología de larga vida útil AdvanEdge®, asentado

sobre superficies con reemplazo de materiales y drenajes pluviales.

Todos los terrenos y viviendas de Colinas cuentan con gas domiciliario, gracias a su propia red de distribución enlazada con las matrices de gas de la ciudad de Santa Cruz, así como la red de fibra óptica subterránea provista por Tigo, con la más alta velocidad del país.

Toda la red eléctrica es subterránea y construida bajo estándares internacionales, porque una de las políticas de la empresa es priorizar el paisaje natural evitando así la contaminación visual que produce el tendido de cables aéreos.

Todas las áreas y barrios cuentan con hidrantes para bomberos y un sistema de agua potable y alcantarillado sanitario único en la zona. Colinas del Urubó cuenta con la única planta de tratamiento de aguas cloacales con tecnología francesa inodora. ▲

Foto: Reporte Energía

Colinas del Urubó sorteará un auto Mercedes entre sus clientes

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Dato

- Colinas del Urubó S.A. es una empresa desarrolladora inmobiliaria que tiene sus inicios en 1986, constituyéndose formalmente el 21 de febrero de 1996.

Fundada por el Ing. Mario Foianini Lozada, gestor de numerosos proyectos en el departamento de Santa Cruz y en otras ciudades del país. Son los constructores del puente que une las ciudades de

Santa Cruz de la Sierra y la nueva ciudad Colinas del Urubó. Esta importante obra de ingeniería, que ha permitido el desarrollo y crecimiento del municipio de Porongo, convirtiéndolo en modelo y referente internacional, ha sido el principal atractivo de importantes inversiones en el sector de la construcción, y hoy esta zona es una de las que ofrece mejor

plusvalía en el país. Colinas del Urubó, es el indiscutible pionero en la construcción de una nueva ciudad en el Urubó, donde se preserva la riqueza natural, con respeto al entorno en todas sus expresiones. Colinas comprende el área más importante cercana al puente Mario Foianini Lozada, con terrenos disponibles para viviendas en barrios consolidados,

la mayoría con maravillosas construcciones habitacionales y amplias áreas verdes y espacios comunes, además del Centro Empresarial Mario Foianini Lozada, con todos los terrenos vendidos y con proyectos de hoteles, oficinas, malls, bulevares y otros servicios, que lo convierten en la mejor alternativa para vivir en Santa Cruz.

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