Edición 145 Reporte Energía by Branko Zabala

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE

Estado o privados, ¿Quién debe liderar la exploración?

145

Precio en: Bolivia Bs. 10 Perú S/. 10 Latinoamérica $us 10 P-12-13

PETRÓLEO & GAS

Avanza construcción del GNEA que transportará más gas boliviano Foto: ellitoral.com

aporte de millonarios recursos privados en exploración. Por otro lado, se propone que YPFB se haga cargo de la búsqueda de nuevas reservas. P-6-8 Foto: YPFB Corporación

ESPECIAL. A 10 años de la Ley de Hidrocarburos 3058, no existen avances en la apertura de nuevos mercados y revisión de condiciones de inversión para destrabar el

Nro.

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

P-6-7

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PETRÓLEO & GAS

Aplicación de técnicas petrofísicas dio buen resultado en Margarita

Total E&P Bolivia otorga becas de especialización a jóvenes ingenieros

WTI ($us/BBl de petróleo)

YPFB, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y Total E&P Bolivia presentaron a los cinco nuevos ingenieros bolivianos que fueron becados para que cursen

post grados de ingeniería en las mejores universidades de Francia. Esas becas forman parte de un programa iniciado en 2013 para capacitar a 20 ingenieros.

Mayo 11

Mayo 12

Mayo 13

59.25

60.75

60.5

Gas boliviano p/ Brasil

Mayo 14

Mayo 15

59.88

59.69

Gas boliviano p/ Argentina

8.40

9.91

$us/MMBTU Diésel internacional

$us/MMBTU Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt Bs/lt Henry Hub Natural Gas Price / 15/05

3.01 dollars per million BTU Fuentes: YPFB, theice.com, anh.gob.bo

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petróleo & gas

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

TEXTO: redacción central

l gerente general de la petrolera Total E&P en Bolivia, Loïc Laurandel, informó que para este año la empresa francesa presupuestó una inversión de al menos $us 350 millones en el país, principalmente para el desarrollo del campo Incahuasi, ubicado entre Chuquisaca y Santa Cruz, según datos publicados por la Agencia Boliviana de Información (ABI). Laurandel explicó que la inversión de Total para este año suma $us 70 millones más que el 2014 y comprende también otros trabajos en el país, como el que es compartido con Petrobras en los campos San Alberto y San Antonio. El gerente general de Total E&P Bolivia precisó que la inversión en el campo Incahuasi asciende a

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APOYO. Se realizó la entrega 5 becas a profesionales bolivianos

Total E&P Bolivia invertirá $us 350 MM en Bolivia este año $us 1.200 millones, compartidos con sus socios Gazprom y Tecpetrol. Asimismo resaltó que este tendrá la capacidad de producir 6.5 MMmcd de gas desde el 2016, volúmenes capaces de compensar la declinación de San Alberto, San Antonio e Itaú. "El hecho de que seguimos con el desarrollo de Incahuasi refleja el compromiso de Total en Bolivia", agregó. Estas declaraciones las realizó en el marco de la entrega de cinco becas de estudios de postgrado en Francia, a través de un programa creado por la empresa petrolera Total, en coordinación con YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos,

El Dato

Foto: YPFB

┣ El presupuesto será destinado principalmente para el desarrollo del campo Incahuasi. Prevén que producirá 6.5 MMmcd de gas desde el 2016, volúmenes que compensarán los campos en declinación.

BECAS: Cinco talentosos profesionales bolivianos tendrán la oportunidad de realizar estudios de postgrado en Francia en diversas áreas relacionadas con hidrocarburos y energía. Estas becas forman parte de un programa creado por la empresa petrolera Total, en coordinación con YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos.

Vpte. de YPFB, Gonzalo Saavedra(2do Izq) y el Gte. gral. de Total E&P Bolivie, Loic Laurandel (2do Der)

según un boletín publicado por la Agencia Nacional de noticias de YPFB. En la oportunidad el ejecutivo de Total señaló que estas becas

forman parte de un programa iniciado en 2013, dirigido a capacitar a 20 ingenieros por el lapso de cuatro años. La formación comprende de 12 a 24 meses para una maestría

en una universidad francesa o 16 meses en el IFP (Instituto Francés del Petróleo), uno de los más prestigiosos del mundo para capacitar en el sector energético. ▲

OPINIÓN

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Periodista Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial

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

discute en las instancias gubernamentales va a funcionar en la práctica. Entendemos que esas discusiones tienen como actores principales al Ministerio de Hidrocarburos, YPFB, planificación, finanzas y las empresas privadas. Esperemos que los resultados se ven pronto, porque como dice Ricardo Michel en su artículo de opinión en la presente edición, la principal tarea de YPFB debería ser la exporatoria y el Estado empujar ese rol con mucho entusiasmo. Michel ase-

Resumen de la edición Bolpegas incursiona en exploración mediante alianza con Georadar

BG Bolivia garantiza inversiones y alista sísmica 2D en Huacareta

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

Ambas compañías darán servicios de levantamientos geofísicos, sísmica 2D, 3D y 4D, entre otras actividades prospectivas.

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

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. Reporte Energía no asume responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí. La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está permitida mencionando obligatoriamente la fuente. Es política de Reporte Energía el mantener la independencia editorial respetando sus valores éticos. Por tanto, los artículos referidos a temas corporativos o de productos y servicios que no se identifiquen como tales, no corresponden a anuncios pagados.

Iniciativa busca poner fin a la quema de gas natural hasta 2030

Cada año cerca de 140.000 MMmc de gas natural producido junto con el petróleo se queman a nivel mundial.

Frases y destacados Quién es quién?

En septiembre inciarán las actividades de sísmica 2D en el área Huacareta Norte entre Chuquisaca y Tarija.

Juan Carlos Glorioso, especialista de Repsol Se desempeña como subdirector de Petrofísica y Mecánica de Rocas de la compañía Repsol.

Publicación destacada

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

gura que la infraestructura de industrialización es magnífica pero no funcionará sin reservas de gas natural que las sustenten. El tema de fondo de la presente edición es quien asumirá el liderazgo en exploración? El Estado o los privados? En otros temas de la presente edición, destacamos el aporte de la petrolera francesa Total, que apoyará con becas de posgrado en universidades francesas a jóvenes profesionales bolivianos. Ejemplo a seguir y que debiera ser imitado por todas las compañías petroleras internacionales que operan en el país. Bolivia tiene buenos recursos humanos en la industria, pero mejorar los estándares será siempre un aporte valioso para el país. Así mismo, destacar la inversión de BG en Huacareta cumpliendo sus compromisos exploratorios. En otro oden, una iniciativa de la ONU y el BM para poner fin a la quema de gas natural ha tenido eco en 9 países y varias petroleras. ▲

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Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Edén García Doria Añez Johnny Auza David Durán

“El tema de fondo de la presente edición es quién asumirá el liderazgo en exploración. Los privados o el Estado?”

Presupuesto al Final de la Bonanza y la Necesidad del Pacto Fiscal Esta publicación de la Fundación Jubileo de Abril pasado muestra un análisis del PGE 2015.

La frase destacada

Staff

a Ley de Hidrocarburos cumple 10 años y todos los actores coinciden en que urgen ajustes. Los analistas del sector han planteado innúmeras veces la necesidad de más y mejores incentivos para incrementar la inversión exploratoria. El gobierno ha anunciado que se preparan algunos, pero aún no hay definiciones. Se sabe, por fuentes que merecen fe, que se trabaja desde el Gobierno en un paquete de incentivos, mismos que serán aplicados y valorizados en notas de crédito fiscal (Nocres), pero aún no se define cual será la instancia que los respalde. Por lo visto la intención es buena, pero la implementación no aterriza en medidas político-administrativas que hagan efectivas esas buenas intenciones. En abril de 2012 se puso en vigencia un incentivo a la producción petrolera, que no ha tenido los resultados esperados. Habrá que ver si la modalidad de incentivo es la mejor y si realmente lo que hoy se

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El tema sensible sigue siendo la exploración

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Ricardo Michel Pacheco, ex presidente de YPFB Chaco Se han perdido 10 años desde el 2006 en las dubitaciones de quien explora...¿Seguiremos con el mismo tono?.

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Del 16 al 31 de Mayo de 2015

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petrÓleo & gas

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Análisis. A 10 años de la Ley de Hidrocarburos no se concretan cambios

Persiste indefinición sobre quié debe liderar la exploración en B

Nuevos mercados, revisión del government take o incentivos son las claves para destrabar el aporte de millonarios recursos privados. Proponen que YPFB se haga cargo de la búsqueda de nuevas reservas.

La Cifra

105 MM/BB

anterior. Es el volumen de petróleo en más de 50 yacimientos que recibieron las operadoras actuales antes de la privatización.

TEXTO: franco García S.

n 10 años de la promulgación y vigencia de la Ley de Hidrocarburos 3058 el Gobierno Nacional aún no decidió acerca de quién liderará la exploración pe-

Foto: Archivo YPFB

┣

YPFB Petroandina es la principal subsidiaria de YPFB Corporación que se dedica a la exploración de hidrocarburos, hasta la fecha, sin resultados potivios.

trolera en el país, es decir si estará a cargo de las operadoras privadas o por cuenta propia de YPFB y/o en asociación, lo que marca una debilidad reflejada en las reservas actuales, cantidad de pozos perforados, nuevas áreas descubiertas, de acuerdo a expertos consultados por Reporte Energía. Una recopilación de datos de los boletines estadísticos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), publicada en una anterior edición, por este medio de comunicación evidenciaba que desde el 2006 hasta el 2014 solo se invirtió anualmente en promedio $us 133 millones en exploración de hidrocarburos, cifra baja en relación a los requerimientos de la industria y la media de los países vecinos productores de gas natural. Del mismo modo una revisión de la actual norma muestra que esta no obliga a las compañías a reponer las reservas de hidrocarburos producidos en su etapa de explotación de los yacimientos recibidos o descubiertos ni tampoco brinda, según los privados, los incentivos para destinar millonarios recursos para este fin, aunque se realizó anuncios en varias oportunidades de que se estaría elaborando una propuesta al respecto. Al respecto el ex presidente de YPFB Chaco, Ricardo Michel Pacheco, sostuvo que las empresas operadoras actuales recibieron 105 millones de barriles de petróleo existentes en los más de 50 yacimientos o campos productores de petróleo (petróleo no condensado) y que entre el periodo 1997 (privatización) y 2014 estas reservas se sitúan en los 4 millones de barriles de petróleo, cuyo efecto ha sido la creciente importación de diésel producto de la escasa y declinante producción de petróleo. “Lógicamente, una sana legislación debe estar acompañada de incentivos para quienes restituyan los volúmenes de reservas especialmente de petróleo, incentivo que puede ser en la actualidad reconocer sus inversiones en la búsqueda de petróleo y su posterior descubrimiento con la devolución de sus gastos exploratorios con un

precio internacional del petróleo producido”, acotó la ex autoridad. En este sentido, las compañías operadoras y analistas del sector coinciden en señalar que es necesario contar con nuevos mercados, además de los actuales Brasil y Argentina, además de la revisión de las condiciones de los actuales contratos o incentivos para tomar mayor protagonismo en exploración de nuevas áreas. En esta línea el ex coordinador de Hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Mauricio Medinaceli, indicó que los elementos principales a tomar en cuenta para una nueva Ley de Hidrocarburos son los mecanismos para abrir nuevos mercados y la atracción de inversiones. En concordancia, Darío Arias, director de Resources Energy Consulting, afirmó que se debería tener en cuenta modelos de contratos acordes a las prácticas internacionales, debido a que sus términos son fundamentales para dar estabilidad a la inversión. “Hasta ahora no se tiene una figura contractual clara, y se han dejado de lado algunos elementos importantes (como la posibilidad de las empresas de disponer de cierto porcentaje de la producción)”, añadió. Reporte Energía envío un cuestionario al Ministerio de Hidrocarburos y Energía para conocer su posición respecto a los elementos que debe contener la nueva norma del rubro a elaborarse, pero hasta el cierre de esta edición no se obtuvo respuesta. Asimismo la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) se excusó de responder a las consultas periodísticas de este medio de comunicación debido a que su presidenta, Claudia Cronembold, estaba de viaje. En varias oportunidades el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, manifestó que "las reglas de la nacionalización" no se cambiarán, pero que invita a las compañías petroleras a invertir. El 18 de abril de 2012, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Supremo 1202, por medio del cual se creó un incentivo a

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

én Bolivia

La Cifra

MM/BB actual. Es el volumen de reservas de petróleo que se tiene a la fecha y que mermó desde 1997, ocasionando la importación de diésel.

favor de las empresas productoras de petróleo, consistente en otorgar $us 30 adicionales a los $us 27,11 que se les paga por cada barril de petróleo. El fin que se tenía era aumentar notablemente la producción petrolera. Sin embargo, datos del Boletín Estadístico Anual de YPFB señalan que en el 2011 (Un año antes del decreto) los volúmenes de petróleo sumaban en promedio 4.800 Bbl/d, mientras que en 2014 se registró 5.230 Bl/d. De esta forma se infiere que solo se aumentó 430 Bbl/día, una cantidad mucho menor de la esperada por la estatal petrolera. El incentivo a la exploración con el fin de aumentar reservas de gas natural también está en estudio y hasta la fecha no se ha concretado decreto que norme las mismas. ▲

Los aportes de la 3058

DArío arias: Ella contribuyó a delinear fundamentalmente la nueva política petrolera a pesar de haber sido sancionada por un gobierno anterior al de Evo Morales. Mauricio medinacelLI: Permitió la continuidad de las compañías operadoras en el país. Iver von borries: Recuperó en favor del Estado boliviano la propiedad de los hidrocarburos. Con la creación del IDH a partir de la Ley No. 3058, se instauró un nuevo esquema tributario para el sector (Upstream). ricardo michel pacheco: El principal aporte de la ley 3058 es la recuperación de la propiedad de nuestros hidrocarburos y la administración de los mismos por el ente estatal del Petroleo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Mayor protagonismo de YPFB requiere decisión política ▶ Los expertos señalan que la estatal petrolera no avanzó por cuenta propia, mediante su Gerencia de Exploración & Explotación, o en asociación con YPFB Petroandina en la actividad de exploración en estos años, puesto que en Itaguazurenda aún no se perforó pozos, se desconoce los resultados del pozo Timboy X-2, las actividades en Lliquimuni tienen una demora de varios años y no hubo resultados exitosos en Sararenda, por parte de YPFB Andina. Al respecto el ex - presidente de Chaco, Ricardo Michel, consideró que YPFB está en condiciones de asumir la responsabilidad de perforar pozos con las nuevas tec-

nologías, porque puede contratar ese apoyo y solo requeriría un grupo de profesionales especialistas en las principales actividades que necesitan los pozos exploratorios. “Solamente falta la decisión gubernamental de invertir en exploración, pero no un pozo exploratorio cada 2 años, atrevámonos a perforar 4-5 pozos a la vez que esa fue la premisa sagrada de YPFB, hasta que fue privatizado”, recalcó. El extinto presidente de YPFB, Carlos Villegas, manifestaba en septiembre del 2014 que según la estrategia gubernamental la estatal petrolera debería ser el principal actor en la búsqueda de hidrocarburos y que no estaban esperando

un despegue del sector privado en ese sentido, aunque eran bienvenidos si querían sumarse a esta actividad. En la práctica las cifras destinadas a la exploración por parte de YPFB y sus empresas subsidiarias continúan siendo bajas. El Boletín 2014 de YPFB Corporación señala que los recursos destinados al Upstream alcanzaron a $us 1.227 millones en esa gestión, correspondiendo el 72,5% a empresas operadoras privadas, el 26% a inversiones ejecutadas por las empresas YPFB Andina, YPFB Chaco e YPFB Petroandina y el restante 1,5% a las ejecutadas por Casa Matriz de YPFB.

Opinión Iver von Borries

Socio de Wayar & Von Borries, Abogados

'Es necesario hacer ciertos cambios a la Ley' Sin lugar a dudas que la Ley No. 3058 se constituyó en un hito normativo respecto de la regulación de la actividad relacionada a los hidrocarburos en Bolivia. Es importante recalcar que la norma predecesora (Ley No. 1689) establecía un régimen concesional y de participación a favor del Estado muy inferior y sobre todo que transfería la propiedad del hidrocarburo a favor del privado en boca de pozo. Luego del referéndum del 18 de julio de 2004,

la Ley No. 3058 recupera en favor del Estado la propiedad de los hidrocarburos y en febrero de 2009 la CPE reafirma que únicamente el Estado podrá comercializarlos. Cabalmente por el desfase cronológico antes citado (esto es, que la CPE fue promulgada con posterioridad a la Ley de Hidrocarburos vigente) es que se hacen necesarios ciertos cambios en una nueva ley de hidrocarburos. Entre los principales cambios que deben considerarse está la

eliminación de dos tipos contractuales (Contrato de Asociación y Contrato de Producción compartida) por ser –hoy- inconstitucionales y normar con más detalle aspectos de la industrialización. Otro tema que resulta primordial es la inserción de incentivos reales y efectivos a la exploración. Huelga mencionar que la actividad exploratoria en Bolivia aun es deficiente, motivo por el cual debería impulsarse esta actividad, eslabón clave en la cadena

hidrocarburífera. Finalmente, algo que no debería modificarse es el régimen impositivo. La creación del IDH a partir de la Ley No. 3058, significó un nuevo esquema tributario para el sector (Upstream) y cualquier incremento en este tema significaría un desincentivo a la inversión".

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Ricardo Michel Pacheco

opinión

Ex gerente general y ex presidente de YPFB Chaco

Nueva Ley debe enfocar actividad de privados en E&P El articulista se propone brindar elementos sustantivos para la nueva Ley de Hidrocarburos destacando que YPFB debe liderar la exploración de petróleo y gas, debido a que esta actividad no es prioridad para las empresas privadas.

na de las principales falencias de la Ley 3058 es la falta de una cláusula que exija a las empresas contratistas u operadoras a reponer las reservas de hidrocarburos producidos en su etapa de explotación de los yacimientos recibidos o descubiertos. No debe olvidarse que las empresas operadoras actuales recibieron 105 millones de barriles de petróleo existentes en los mas de 50 yacimientos o campos productores de petróleo (petróleo no condensado) y que en el periodo 1997 (privatización) y 2014 estas reservas llegan a los 4 millones de barriles de petróleo, cuyo efecto ha sido la creciente importación de diésel producto de la escasa y declinante producción de petróleo. Lógicamente, una sana legislación debe estar acompañada de incentivos para quienes restituyan volúmenes de reservas especialmente de petróleo, el cual puede implicar en la actualidad reconocer inversiones en la búsqueda de petróleo y su posterior descubrimiento con la devolución de sus gastos exploratorios con un precio internacional del petróleo producido. La nueva ley de Hidrocarburos debe señalar la “obligatoriedad” de que YPFB lidere el accionar exploratorio, puesto que la permanencia de las empresas privadas es circunstancial, cuyo accionar es migrante. La empresa privada tiene una lógica primaria y es invertir donde le produce éxitos y utilidades (lógica correcta), no son mecenas para invertir donde no tendrán éxito. YPFB es una empresa estatal boliviana y tendrá que quedarse hasta el final de la industria petrolera. Otro de los elementos importantes de una nueva ley de hidrocarburos es dejar libre a YPFB de

"¿Actualmente y entre 1997 y 2014 qué empresa realiza labores de reconocimiento de nuevas estructuras? La respuesta es ninguna"

actividades propias de otra institución, como la de ser “juez y parte” con las labores de administración y supervisión de contratos de operación. Actualmente estas labores son las principales de YPFB Casa Matriz, con una pesada infraestructura que va más allá del 50% del total de empleados de la empresa, descuidando de lejos su principal tarea de explorar. Contrariamente la Gerencia de Exploración cuenta con una decena de geólogos, otra de ingenieros petroleros y 4 a 5 geofísicos, cuyo accionar hasta ahora es negativo, puesto que en 10 años de actividad no ha perforado ni un solo pozo exploratorio por cuenta propia. YPFB, antes de su privatización, tenía una robusta Gerencia de Exploración con mas de 150 profesionales entre geólogos de varias especialidades (subsuelo, superficie, reservorios, cuencas, etc.), 15 a 20 geofísicos, 3 a 4 brigadas geológicas con mas de 400 profesionales y trabajadores durante las campañas de exploración de nuevas estructuras.

¿Actualmente y entre 1997 y 2014 qué empresa realiza labores de reconocimiento de nuevas estructuras? La respuesta es ninguna, puesto que no se hacen estos trabajos por desconocimiento de su verdadero valor real. La administración y supervisión de contratos debe ser parte de las labores del Ministerio del ramo o de una Superintendencia de Hidrocarburos y dejar a la empresa estatal del petróleo dedicarse a su primigenia labor: Explorar en serio. La nueva ley de hidrocarburos debe enfocar seriamente la activida y el accionar de la empresa privada en las labores de exploración y explotación en nuestro país. Se debe partir del principio que Bolivia no es un país petrolero del tamaño y cualidades de otros como Venezuela, Brasil, México, y los de menor envergadura como Ecuador, Colombia o Perú en el concierto latinoamericano. A nuestro entender nuestro país tiene la virtud de poseer los hidrocarburos necesarios para su propia existencia, hasta cuando sean importantes. Bolivia debe guardar sus reservas para su propio desarrollo futuro y exportar sus excendentes cuando sea posible. Nuestro país necesitará para los próximos 50 años alrededor de 15 TCF's y que cada año debe incorporar +- 0.5 TCF para mantener la relación Internacional Reservas-Produccion de 20 :1 (debe mantener constante 20 veces lo que consume cada año). Por las razones anotadas pretender que la empresa privada asuma el rol de principal explorador de nuevas reservas es incongruente con la política hidrocarburifera de “el gas primero para los bolivanos” puesto que los precios que rijen y

"Si la premisa es explorar vía empresa privada, entonces atrevámonos a elaborar una nueva ley de hidrocarburos consecuente con sus requerimientos"

regirán en el territorio nacional es de bajísimo monto y no cubren las expectativas de las empresas privadas ni los parámetros de utilidadinversión del capital privado. Es esta la razón por la que las empresas privadas obligan a que Bolivia busque y consiga nuevos mercados de exportacion para reiniciar sus labores exploratorias, por lo que mientras el país no consiga nuevos mercados no se animarán a explorar, al margen que esperan una nueva ley de hidrocarburos, que corrijan los porcentajes de participación superior al 50% actual y otras normas legales que les aseguren una “seguridad jurídica” y liberación de otros gravámenes. Se han perdido 10 años desde el 2006 en las dubitaciones de quien explora, la máxima acuñada por los diversos ejecutivos de la empresa estatal del petróleo de “quienes deben invertir en exploración son los privados” ha chocado con la respuesta de “primero nuevos mercados y nuevas normas de contratos” de la empresa privada. ¿Seguiremos con el mismo tono?. Si la respuesta es continuar con

la premisa de exploración por la empresa privada, entonces atrevámonos a elaborar una nueva ley de hidrocarburos consecuente con los requerimientos de los privados y quedarnos sin gas para el consumo interno en los próximos 20 años. Hemos destinado miles de millones de dólares en infraestructura para nuestra industrialización, y de lejos es una excelente inversión para diversificar nuestro papel de materia prima con productos terminados, pero da la casualidad que esta industrialización requiere también de materia prima que es el gas y este se nos agota y nos olvidamos de encontrarlo. Sabemos que las plantas de tratamiento de gas, urea-amoniaco, plasticos etc, dependen exclusivamente de la producción y reserva del gas. ¿Por que no destinamos 300400 millones de dólares para explorar y perforar 10-15 pozos exploratorios que sin excesivo optimismo nos permitirá descubrir 2-3 yacimientos que nos den alivio con 4-5 TCF's?. Se ha arguido y se seguirá insistiendo que no tenemos el Know How (conocimiento) para asumir la responsabilidad de perforar pozos con las nuevas tecnologías. Falso, la tecnología ahora se contrata, tal como lo realizan las empresas privadas que trabajan en Bolivia. Solo necesitamos un staff de profesionales especialistas de las 4 principales actividades que necesitan los pozos exploratorios, y gran parte de ellos los tenemos en Bolivia. Solamente falta la decisión gubernamental de invertir en exploración, pero no un pozo exploratorio cada 2 años, atrevámonos a perforar 4-5 pozos a la vez que esa fue la premisa sagrada de YPFB,hasta que fue privatizado. ▲

Petróleo & GAs

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

TEXTO: Edén García s.

a compañía de servicios petroleros Bolivia Petróleo y Gas (Bolpegas), estableció una alianza estratégica con la brasileña Georadar para la prestación de servicios geofísicos, geotécnicos y diagnósticos ambientales en la industria hidrocarburífera boliviana. Con ello la empresa boliviana, dedicada por más de 18 años al gerenciamiento, fiscalización e ingeniería de proyectos, incursionará por primera vez en el sector exploratorio y prospectivo de los hidrocarburos, ofertando servicios que coadyuvarán a encontrar nuevas reservas en el país. “Nos interesamos en encontrar una empresa del porte de Georadar, una compañía muy grande en el área de prospección en Brasil, para contribuir con un granito de arena a la política de gobierno de encontrar nuevas reservas”, dijo Carlos Carrillo, gerente general de Bolpegas a Reporte Energía. Georadar cuenta con más de 15 años de experiencia, brindando servicios terrestres y marinos para la adquisición de datos geofísicos, monitoreo y remediación ambiental, análisis de laboratorio, entre otras actividades prospectivas

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Acuerdo. Amplía servicios para la industria hidrocarburífera

Bolpegas incursiona en exploración mediante alianza con Georadar

Cifra

Foto: Bolpegas

┣ Ambas compañías darán servicios de levantamientos geofísicos, sísmica 2D, 3D y 4D, entre otras actividades prospectivas, con la finalidad de encontrar nuevas reservas de gas y líquidos en Bolivia.

1.500 Trabajadores

Profesionales. Es la cantidad de profesionales con los que cuenta Georadar en Brasil.

para hidrocarburos y minería. Sus principales clientes son grandes compañías como Petrobras, Chevron, BP, Maersk, Odebrecht, Vale y otras. Por ello, Carillo indicó que la alianza permitirá a Georadar brindar los servicios específicos que requieren de la tecnología y el know how altamente tecnificado como la adquisición de sísmica 2D, 3D y 4D y levantamientos geofísicos, mientras que Bolpegas apoyará con la logística necesaria para ingresar y realizar estas actividades, tomando en cuenta que muchas áreas no han sido exploradas y son de difícil acceso. Asimismo, destacó que al trabajar de manera conjunta, Bol-

En más de 18 años de vida, la compañía boliviana ejecutó diversos proyectos de gerenciamiento y fiscalización, ingeniería y consultoría.

pegas se beneficiará del conocimiento y experiencia de Georadar, dando como resultado geólogos y geofísicos bolivianos capacitados para realizar estas actividades de alto grado de especialización. De momento, Bolpegas realiza visitas a las diferentes compañías operadoras e YPFB para dar a conocer esta alianza y el alcance de la misma para realizar trabajos exploratorios.

Cabe señalar que la compañía boliviana ha formado parte de proyectos importantes e históricos para Bolivia, como el Gasoducto Bolivia-Brasil, en la que realizó labores de gerenciamiento y fiscalización y el diseño de la ingeniería básica y extendida de la planta separadora de líquidos de Gran Chaco. Además ha realizado diferentes trabajos de gerenciamiento y

fiscalización, ingeniería de proyectos y provisión para casi todas las compañías operadoras, YPFB Corporación y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Actualmente, entre otros trabajos, fiscalizan las obras de la planta de procesamiento de gas, gasoductos y facilidades del proyecto Incahuasi de Total, que de acuerdo a YPFB, ingresará en operación a principios del 2016. ▲

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Foto: Repsol

Por las características de la formación del Devónico en el Subandino se requirió resonancia magnética para identificar su porosidad, además de medición de presión de formación para definir la calidad y cantidad del fluido.

┣

TEXTO: lizzett vargas o.

a escasa porosidad de los reservorios, que se encuentran ubicados en la formación del periodo Devónico, del Subandino Sur en Bolivia, demandaron a la española Repsol la introducción de nuevas técnicas para lograr una efectiva medición de la cantidad y calidad de fluido hidrocarburífero en roca. “Los tipos de reservorio que tiene Bolivia son únicos en el mundo. Si ubicamos los estudios más complejos de la petrofísica, este se sitúa en segundo lugar después de los reservorios y operaciones en el mar”, comparó Juan Carlos Glorioso, sub-director de Petrofísica y Mecánica de Rocas de la compañía Repsol. El experto explicó que la particularidad de estos reservorios se centra en su “buena” permeabilidad adquirida al momento de su formación, lo que permitió la obtención de caudales extraordinarios de fluidos hidrocarburíferos en el país. Sin embargo, al momento de estudiarlos con la petrofísica son muy difíciles de predecir, por lo que las herramientas tratan de detectar fluidos, pero al tener baja porosidad resulta difícil evaluarlos. En el caso de los reservorios ubicados en el megacampo Margarita y otros de similar estructura, el esfuerzo técnico fue muy grande, debido a que las técnicas que se desarrollaron en esta zona no fueron estándares. “Es decir que desde el primer pozo en este campo que se perforó hasta el último se ha evolucionado en el conocimiento de evaluación para este tipo reservorio”, añadió el petrofísico. Es así que para lograr una efectividad en este proceso, el equipo de petrofísicos de Repsol introdujo nuevas técnicas para medir porosidad a través de la resonancia magnética en este tipo de reservorio. Asimismo fue difícil determinar si en los reservorios de este campo había agua o gas, porque las mediciones de receptividad no funcionaban a cabalidad. Para solucionar este problema Repsol aplicó mediciones de pre-

La perforación del Margarita 7 debía llegar a 5.000 metros de profundidad pero los estudios petrofísicos permitieron descubrir gas en el nivel geológico Huamampampa a 6.000 metros de profundidad.

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costo. perforación de pozos en geologías complicadas supera los $us 100 MM

Repsol aplicó con éxito técnicas petrofísicas en reservorios de Margarita sión de formación, mismas que a pesar de tener baja porosidad resultaron exitosas. “Al medir las presiones a intervalos regulares se establecen gradientes de presión y se puede predecir el fluido y calidad que tiene ese reservorio”, enfatizó Glorioso. Para el especialista de Repsol, con estas técnicas introducidas en Bolivia, se dio un paso importante en el conocimiento de reservorios, lo que permitió a los geofísicos perfeccionar sus interpretaciones y precisar la ubicación de los pozos en estos campos. Añadió también que operar en zonas topográficamente complicadas incrementa costos de operación de un pozo. Por ejemplo en Bolivia bordea los $us 100 MM. “Probablemente esta cifra está por debajo de lo que demandan las operaciones hidrocarburíferas marinas. Pero sin duda está entre las operaciones más complejas del mundo”, remarcó Glorioso. I&D Las últimas tendencias tecnológicas que se utilizan actual-

Dato

el profesional. El petrofísico estudia la calidad de la roca a través de una serie de mediciones eléctricas, radioactivas y acústicas, a diferencia de un geofísico que se dedica a la sísmica de reflexión que normalmente se adquiere desde la superficie sin haber penetrado el subsuelo. Básicamente la participación de la petrofísica comienza en la fase de perforación de un pozo con el propósito de detectar la presencia de hidrocarburos en las rocas.

mente en la petrofísica se centran en dos conjuntos de datos: herramientas de perfilaje de pozos y las que miden fenómenos a través de radioactividad, medición acústica, receptividades. Se trata de conjunto de datos y herramientas que manipulan esos principios físicos para dar correcta información sobre reservorios. La novedad se genera en laboratorios para estudios petrofísicos en muestra de terreno, situación

Workshop reunió a 33 petrofísicos ▶ Repsol reunió el 90% de sus profesionales petrofísicos, alrededor de 33, que trabajan para la compañía alrededor del mundo, con el propósito de intercambiar experiencias y sus principales innovaciones en esta área para su aplicación en sus respectivos lugares de operación. Repsol realiza este tipo de encuentro cada dos años y por primera vez se realizó en Bolivia. Este evento se desarrolló del 11 al 15 de mayo en Santa Cruz de la Sierra.

que es considerada por expertos de Repsol como una “revolución en la industria”, permitiendo e realizar las mismas mediciones que ahora se hacen de manera

física con nano imágenes. Actualmente está en una fase de prueba para conocer su efectividad, pero trabajan en mejorar el análisis petrofísico en laboratorio. ▲

petróleo & gas

Foto: Archivo YPFB

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Cristian Inchauste, Gte Gral YPFB Transporte

Las certificaciones de Afnor y de Ibnorca dan crédito que las operaciones y procesos de YPFB Transporte se enmarcan dentro de los requerimientos de las normas ISO 9001, ISO 14001 y OSHAS 18001.

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TEXTO: redacción central

PFB Transporte SA es la primera empresa en Bolivia en lograr certificaciones emitidas por Afnor e Ibnorca conforme

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TRAYECTORIA. mantiene aval internacional hace 13 años

YPFB Transporte, pionera en recibir certificación de Afnor a las normas internacionales ISO 9001, ISO 14001 y OSHAS 18001, con lo que la empresa logra otro hito en su sistema de gestión, toda vez que las certificaciones tienen acreditación a nivel mundial. Las certificaciones de Afnor (Asociación Francesa de Normalización) y de Ibnorca (Instituto Boliviano de Normalización y Calidad) dan crédito que las operaciones y procesos de YPFB Transporte se enmarcan dentro de los requerimientos de las normas ISO 9001 (Gestión de Calidad), ISO 14001 (Gestión de Medio Ambiente) y OSHAS 18001 (Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional).

Con este logro son trece años consecutivos desde el 2002 que YPFB Transporte mantiene sus certificaciones internacionales lo que avala la solidez de su Sistema de Gestión de Negocios, el compromiso de sus trabajadores y el liderazgo de su plantel ejecutivo. La empresa alcanzó estas certificaciones después de la auditoría externa y evaluación realizada por los entes certificadores. La parte central de los certificados reza: “Afnor Certification certifica que el sistema de gestión implementado por YPFB Transporte SA para las actividades de ´transporte de hidrocarburos por ductos e ingeniería y cons-

trucción de instalaciones asociadas´ ha sido evaluado y juzgado conforme a las exigencias de la norma…” YPFB Transporte es la subsidiaria de YPFB Corporación que tiene la misión de transportar hidrocarburos para el mercado interno y los contratos de exportación. La compañía desempeña una actividad estratégica en el sector energético como propietaria de una red de más de 6250 kilómetros de ductos, entre gasoductos y oleoductos, que opera cumpliendo normas y los más altos estándares internacionales propios de la actividad.

El Dato

la compañía:. YPFB Transporte es la subsidiaria de YPFB Corporación que tiene la misión de transportar hidrocarburos para el mercado interno y los contratos de exportación. La compañía desempeña una actividad estratégica en el sector energético como propietaria de una red de más de 6250 kilómetros de ductos, entre gasoductos y oleoductos.

Es actualmente la tercera empresa transportadora más grande de Sudamérica y forma parte de la corporación estatal YPFB. ▲

petrÓleo & gas

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Del 16 al 31 de Mayo de 2015

PLAZO. Se espera que las dos primeras etapas estén listas hasta 2016

Avanza construcción del GNEA transportará más gas de Bolivi

La construcción y puesta en marcha de este gasoducto, además de otras mejoras en los sistemas de compresión, permitirá a Argentina la compra de hasta 27 MMmcd de gas natural.

Mapa del Gasoducto del Noreste Argentino

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TEXTO: franco García S.

Fuente: Enarsa y modificado por RE según nuevo trazo del gasoducto.

on el inicio de obras de soldadura en el Gasoducto Noreste Argentino (GNEA) se puso en marcha la construcción de este megaproyecto que beneficiará con gas natural, proveniente de Bolivia, a aproximadamente 350.000 habitantes de 34 localidades de ese país. La concreción de esta obra forma parte del Plan Energético Nacional con el fin de fortalecer la industria argentina y mejorar la calidad de vida de miles de ciudadanos, puesto que por primera vez accederán al gas natural por red. Además se trata de la construcción del gasoducto más importante de las últimas décadas, destacaron medios de comunicación de ese país. La construcción del GNEA, y otras mejoras en los sistemas de compresión, permitirá a Argentina la compra de hasta 27 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural, en el marco del contrato suscrito entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Enarsa en 2006, además de hasta 5,0 MMmcd adicionales, previstos en el contrato interrumpible suscrito en 2012. En este marco se tiene programada una inversión de alrededor

de $us 1.200 millones para la primera etapa de la construcción del GNEA, que contempla el tendido de 800 kilómetros de un gasoducto de 24 pulgadas de diámetro, que se extenderá a través de dos tramos: por una parte, desde el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) en la frontera con Bolivia, con empalme desde Salta hasta Ibarreta, Formosa; y un otro tramo, desde la parte media de la provincia argentina Santa Fe. Asimismo, la segunda etapa de la construcción del GNEA contempla otros 700 kilómetros de gasoducto que unirá la provincia Formosa, pasando por el chaco argentino y el norte de la provincia San Fe, complementando de esta manera, el tendido en la parte troncal del vecino país. Según Enarsa, la segunda etapa de la construcción de este importante ducto argentino, también contempla el tendido de gasoductos aledaños de 6 y 12 pulgadas de diámetro, para el abastecimiento de todas las localidades de Santa Fe, Chaco y Formosa. En las dos primeras etapas de construcción del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), se invertirá $us 1.800 millones, según cálculos oficiales. De este modo el gobierno argentino amplía la infraestructura de transporte para que el gas boliviano se distribuya entre el gasoducto denominado TGN (Transportadora Gas del Norte), que también se encuentra con trabajos de ampliación y que se extiende desde campo Durán hasta Buenos Aires, y el GNEA, que atravesará toda la zona postergada del noreste argentino. El GNEA se inicia en el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) y llevará gas boli-

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

pulgadas diámetro. Es la dimensión del gasoducto troncal del Gasoducto del Noreste Argentino, que alimentará a su vez a otros ductos menores.

Sobre el proyecto

• El proyecto total del GNEA contempla un tendido de 4.144 kilómetros de gasoductos troncales y de aproximación. • A lo largo del tendido, abastecerá 168 localidades de 6 provincias: 31 de Formosa, 34 de Chaco, 37 de Santa Fe, 1 de Salta y 65 localidades entre Corrientes y Misiones.

La Cifra

Una vez finalizadas las redes domiciliarias, brindará provisión de gas a 3.400.000 personas. • La construcción -planificada en tres etapas- insume la participación de más de 28 contratistas, al tiempo que generará un total de 25.000 puestos de trabajo (17.000 en las dos primeras etapas).

Gasoducto en tres etapas

- En la Etapa I se abastecen en total a 23 localidades de 3 provincias de las cuales 8 son de Formosa (Chiriguanos; Laguna Yema; Pozo del Mortero; Ing. Juárez; Pozo de Tigre; Bazán; Estanislao del Campo y Las Lomitas); 1 de Salta (Los Blancos) y 14 de Santa Fe (Llambí Campbell; Emilia; Nelson; Escalada; Gobernador Crespo; Gómez Cello; Ramayón; San Justo; Vera y Pintado; Videla; La Criolla; Calchaquí; Margarita y Colonia Silva). - En la Etapa II se abastecen en total a 80 localidades de las cuales 23 son de Formosa (Clorinda, Comandante Fontana, El Colorado, El Espinillo, Formosa, Gral. Lucio V. Mansilla, Gran Guardia, Herradura, Ibarreta, Laguna Blanca, Laguna Naick Neck, Misión Tacaagle, Palo

viano a las provincias argentinas de Formosa, Chaco, Corrientes, Misiones y Santa Fe. Se calcula que la segunda etapa se terminaría a fines de 2015 y tras completar la conexión con Santa Fe, el gas boliviano llegaría al norte argentino el 2016 a través del GNEA. Ambas etapas que se encuentran en ejecución del GNEA, unirán Salta con Santa Fe y comprende un gasoducto de 24 pulgadas de

Santo, Pirané, Villa Gral. Belgrano, Villa Gral. Güemes, San Francisco de Laishi, Riacho He He, San Martín II, Tatané, Villa Escolar, Villa Km. 213 y Villafañe), 34 de Chaco y 23 de Santa Fe - En tanto que la Etapa III consiste en la construcción de 345 kilómetros de ramales troncales y 801 kilómetros de ramales de aproximación en 65 localidades de Corrientes y Misiones. - De la ETAPA I y II se ocuparán todas empresas nacionales, 16 en total de las cuales 14 son de obras civiles (Servicios Vertúa; Helport; CPC; Techint; Contreras Hnos; Panedile; Rovella Carranza; Chediack; UCSA; Conta Walter Mario; BTU; Esuco; Víctor Contreras y JCR) y 2 proveedoras de caños (Siat y Royo).

diámetro y 1.484 kilómetros (Km) de extensión. Adicionalmente, se tienen previstos 1.533 km de gasoductos de aproximación a las localidades más alejadas del troncal en diámetros menores. El 23 de febrero pasado se concretó la primera soldadura de caños en Ingeniero Juárez., mientras que el 16 de marzo se realizó similar tarea en San Justo en territorio santafesino. ▲

Opinión Boris Gómez Úzqueda

Analista y consultor del sector privado

Argentina está en fiesta con energético boliviano Argentina está de fiesta en la perspectiva energética y lo estará al menos en estos meses. Recordemos que 2014 fue año horrible para Argentina: su producción de petróleo/gas bajó con relación a años anteriores. Los “apagones” de luz en Buenos Aires en diciembre 2013 prueban que algo falla en la política energética argentina. Y ni hablar de los miles de millones de dólares que Argentina despilfarró en subsidios y en aplicación de incorrectas políticas tarifarias eléctricas (generadas a partir del gas, principalmente). Obviamente el nivel de inversiones en exploración de nuevos reservorios de petróleo/ gas no fue el mejor con la consiguiente reducción del ratio de consumo/reservas comproba-

das de ambos. Un ex ministro de Hidrocarburos y Energía de Argentina como Jorge Lapeña califica este escenario de “ineficiencia y falta de visión estratégica estatal de los últimos lustros para alentar la inversión de riesgo en nuevas exploraciones”. A esa falta de planificación aparece como salvador el gas boliviano, que cambia ese panorama, por lo menos de momento. Habrá que ver si es sostenible que Bolivia siga de proveedor de gas natural a largo plazo. En el país, al igual que en Argentina, hay también preocupación y urge una reforma energética. Pero de momento hay fiesta. Argentina prefiere el gas que tiene a mano, de Bolivia, que

poner -de momento- miles de millones de dólares que no dispone en ese gran reservorio petrolero/gasífero "Vaca Muerta". Eso tomará más tiempo, más dinero y más planificación. América Latina está llamada a construir una Carta Energética que agilice modelos/procesos de integración energética de manera de generar polos de desarrollo y equilibrios geopolíticos. Bolivia en el centro del Continente y Venezuela al norte, pese a sus asuntos políticos internos, siguen siendo considerados potenciales proveedores de energía barata y oportuna a todo el Hemisferio. En este sentido el GNEA es otra muestra inequívoca de relaciones comerciales e integración energética Bolivia-Argentina.

Fotos: elchacoinforma.com/el litoral.com

A que via

La construcción del GNEA, en sus tres fases, incluye la participación de 28 contratistas y generará 25 mil puestos de trabajo.

petróleo & gas

En septiembre inciarán las actividades de sísmica 2D en el área Huacareta Norte entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija. Asi también concluyó el proceso de consulta para el área centro de Huacareta que permitirá su ejecución.

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TEXTO: lizzett vargas o.

l gerente general de la empresa British Gas (BG) Bolivia, Orlando Vaca, ratificó la garantía de las inversiones comprometidas en el país en momentos en que la empresa BG Group se encuentra en proceso de compra por parte de la multinacional petrolera Royal Dutch Shell. En el marco de los proyectos que desarrolla a nivel nacional, la compañía británica prevé iniciar en septiembre las actividades de sísmica 2D en el área Huacareta Norte entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija. Vaca realizó estas declaraciones durante una reunión sostenida con el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez. “Durante el encuentro hablamos sobre la actividad sísmica que se va a realizar en el área Huacareta donde estamos como operadores. Estimamos que esta labor comience en septiembre con la primera zona. El proceso está yendo en la mejor dirección”, manifestó Vaca. Por temas logísticos, la empresa BG Bolivia dividió el área en tres zonas Huacareta Norte, Huacareta Centro y Huacareta Sur. La compañía está comprometida con el país en la exploración de una de las áreas consideradas más grandes de Bolivia, que tiene una extensión de 4.537 kilómetros cuadrados (km2), la cual se adjudicó en el 2012. Con la obtención de las licencias ambientales, BG Bolivia planea ingresar en el Área Sur de Huacareta durante el tercer trimestre de la gestión 2015 y tiene el objetivo de finalizar las operaciones geofísicas del área de exploración hasta finales del 2016. Además, el gerente de BG Bolivia se refirió a las actividades futuras en el campo Escondido del departamento de Tarija, el cual pertenece al contrato de La Vertiente. "Es un proyecto exploratorio muy importante con producción de gas inmediata, si llegara a ser exitoso. Esperamos que laactivi-

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

┏◣ transacción. Shell inició proceso de compra de la compañia británica

BG Bolivia garantiza inversiones y alista sísmica 2D en Huacareta Foto: MHE

El gerente general de la empresa British Gas (BG) Bolivia, Orlando Vaca (izq) se reunió con el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez (der).

MHE concluye proceso de consulta con Itika Guasu ▶ El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) concluyó el Proceso de Consulta y Participación, junto a 38 comunidades indígenas guaraníes de la Tierra Comunitaria de Origen (TCO) Itika Guasu, las cuales dieron su conformidad para la ejecución del proyecto “Exploración Sísmica 2d, Huacareta Área Centro”, a través de la firma del Acta de Validación de Acuerdos. “El proyecto tendrá una inversión de cerca de $us 22.9 millones, que se traducirá en beneficios para el país”, informó el Viceministro de Desarrollo Energético, Jorge Ríos Velásquez, quien participó en representación del Ministro Luis Alberto Sánchez

dad en campo Escondido pueda iniciarse en el primer trimestre del 2016 con la perforación de un pozo de alta temperatura y alta presión”, explicó. También, BG Bolivia aseguró las inversiones en Itaú, y Caipipendi, “con todos los proyectos y actividades que tiene BG Bolivia

Fernández. Esta suscripción, que permite la ejecución del proyecto, se realizó el 24 de abril en el municipio Entre Ríos del departamento de Tarija, después de cuatro días de trabajo coordinado entre representantes del MHE, como autoridad competente, y representantes de las 38 comunidades indígenas guaraníes de la TCO Itika Guasu. El Acta de Validación de Acuerdos fue suscrita por el Viceministro Ríos y el Presidente del Pueblo Guaraní, Hugo Arebayo Corimayo, en presencia de la Asambleísta Departamental y Presidenta de la Comisión de Energía e Hidrocarburos,. Neida C. Antelo.

La Cifra

22.9 MM/$US

INVERSIÓN. Es el presupuesto para el proyecto de exploración sísmica 2D en Huacareta Centro, según informes oficiales.

en este país, seguimos firmes y apostando por más; esto es un claro ejemplo de que en Bolivia existe seguridad jurídica y de inversión”, aseveró Vaca. “Nos encontramos en el proceso de transición por la compra de Shell a BG a nivel mundial; nosotros confirmamos que nues-

tros planes y proyectos exploratorios en Bolivia permanecen firmes y no hay cambios”, precisó Vaca después de la reunión sostenida con el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez Fernández. Cabe mencionar, que Royal Dutch Shell inició el proceso de compra de BG, que tiene bajo su tuición empresas petroleras en todo el mundo como es el caso de BG Bolivia. Esta transacción está siguiendo su proceso buscando las aprobaciones correspondientes tanto de las autoridades europeas de regulación como de los accionistas, por lo que se estima que la venta podría completarse a principios de 2016, según información proporcionada por BG Bolivia. Vaca resaltó nuevamente la seguridad que ofrece el Estado boliviano a los inversionistas privados nacionales e internacionales y la continuidad de los proyectos hidrocarburíferos que tienen fijado la compañía BG en el país .▲

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

TEXTO: redacción central

rasil ofrece oportunidades para empresas extranjeras que pretenden operar en el sector de petróleo y gas natural en el país. El mensaje fue transmitido en Houston (EEUU), por el asesor de la Presidencia de Petrobras, Paulo Sergio Rodrigues Alonso, en el evento “Oil & Gas in Brazil: Scenarios and Opportunities”, promovido por la Cámara de Comercio Brasil-Texas (Bratecc, según sus siglas en inglés). El ejecutivo, que ostenta el cargo de coordinador ejecutivo del Prominp (Programa de Movilización de la Industria Nacional de Petróleo y Gas Natural), considera que, tras 16 años en vigor, la Política de Contenido Local brasileña está madura. En la ponencia: "Demandas de equipamientos marítimos para 2020-2030: contenido Local y oportunidades en un nuevo ambiente", Alonso citó como iniciativas bienvenidas para el sector, la asociación entre fabricantes brasileños y extranjeros, con el objetivo de promover soluciones para cuellos de botella tecnológicos existentes en la industria nacional. "Queremos fomentar el contenido local en base sostenible y competitiva", dijo. La lista de oportunidades se extiende tanto para fabricantes como para prestadores de servicio, que podrán actuar en asociación con proveedores brasileños. Alonso destacó la importancia de la academia para la innovación y el desarrollo de la industria brasileña y del sector de petróleo. "Necesitamos generar innovación continuada, porque solo a través de la innovación nuestra industria será competitiva y de clase mundial en comparación con otros competi-

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ALIANZAs. plantean asociaciones entre fabricantes nacionales y extranjeros

Industria petrolera de Brasil ofrece ventajas a inversiones en servicios Foto: patagonicom.com

┣ En Houston (EEUU), ejecutivos de Petrobras destacaron las oportunidades de negocios en el sector hidrocarburos y los resultados alcanzados con soluciones de logística durante el Offshore Technology Conference.

Pese a los conflictos financieros ligados a denuncias de corrupción, Petrobras continúa buscando más inversiones externas para sus proyectos.

dores en el mundo", subrayó. Paulo Alonso mencionó oportunidades que surgirán teniendo como base los equipamientos y servicios críticos importados necesarios a los FPSOs (buquesplataforma), que operarán entre 2020 y 2030. "Hay una necesidad de desarrollo de nuevos proveedores de grúas offshore, unidades de inyección química, sistemas de desagüe al vacío, sistemas de navegación, posicionamiento dinámico, propulsión, válvulas, tubos y conexiones, entre otros", acotó. En este marco el ejecutivo recordó la necesidad que tiene Petrobras de cumplir sus inversiones con rigor y eficiencia: "La compañía está realizando contrataciones de empresas que tienen gran experiencia en la implantación de proyectos (plataformas, por ejemplo), y viene trabajando con exigencias factibles de contenido local, buscando alentar, de

Oportunidades para proveedores extranjeros ▶ De igual forma Pablo Alonso también presentó las ventajas de negocios en el sector petrolero brasileño en el seminario: “Suministrando productos y servicios para la industria de petróleo en Brasil: oportunidades para proveedores extranjeros en un nuevo escenario", en una programación paralela a la Offshore Technology Conference. A su turno el gerente de Desarrollo de Mercado del área de Materiales de Petrobras, Ronaldo Martin, comentó también en el evento sobre el espacio para nuevos proveedores de bienes y servicios en el país, así como para alianzas en soluciones tecnológicas y de ingeniería.

El Dato

144

Logística. Es la cantidad de embarcaciones de apoyo que tiene en cuencas de Campos y Santos.

forma incesante, el desarrollo tecnológico y la ingeniería nacional", aseveró. Estrategia en logística de E&P optimiza operaciones y costos En el mismo evento, la ge-

rente ejecutiva de Servicios de Exploración y Producción, Cristina Pinho, presentó la ponencia: “La logística de E&P de Petrobras y un nuevo modelo de negocio”, en el que disertó acerca de Petrobras Logística de E&P, empresa creada para suministrar servicios de soporte para Petrobras y socios en campos operados por la compañía. Explicó que la creación de PB-LOG en 2012, con el 100% de participación de Petrobras, permitió separar los servicios de operación de Exploración y Producción de los servicios de soporte y logística. La infraestructura y los recursos que Petrobras ya tiene, así como el acceso a los proveedores y prestadores de servicios, proporcionan ventajas a la empresa de logística, que competirá en el mercado para dar soporte a los consorcios operados por Petrobras. Al presentar la estrategia en logística de Petrobras, Cristina mostró un panorama del volumen de operaciones y recursos gestionados por la compañía en sus operaciones offshore en las Cuencas de Campos y de Santos, donde cuenta con 144 embarcaciones de apoyo, que transportan aproximadamente 388 mil toneladas de carga por mes. También participaron en el evento promovido por Bratecc la directora general de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), Magda Chambriard, y el presidente del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), Jorge Camargo. ▲

petróleo & gas

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Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Buenas prácticas. Con el apoyo del banco mundial y Naciones unidas

Iniciativa busca poner fin a la quema de gas natural hasta el 2030 Foto: imgkid.com

Cada año cerca de 140.000 millones de metros cúbicos de gas natural producido junto con el petróleo se queman en miles de yacimientos petrolíferos del mundo. Esto da lugar a más de 300 millones de toneladas de CO2. ┣

Ratificaron iniciativa

Gobiernos. Noruega, Camerún, Federación de Rusia, Kazajstán, Gabón, Uzbekistán, República del Congo, Angola y Francia. Empresas. Total, Statoil, Eni, SNH, Compañía Petrolera Estatal de Azerbaiyán, Petroamazonas, Royal Dutch Shell, SNPC, Kuwait Oil Company, BG Group. Instituciones. Banco Mundial, SE4All, BERD, BAfD, BAsD, Banco Islámico de Desarrollo.

En Bolivia los volúmenes quemados son mínimos

Balance de gas natural COMBUSTIBLE;

1,48%

CONVERTIDO A LIQUIDO; 0,90%

TEXTO: Edén García S.

ENTREGA A DUCTO; 96,73%

QUEMA; 0,30% VENTEO; 0,58%

Fuente: YPFB

Se busca medidas concretas como la utilización de este recurso para generación de electricidad.

emplazamientos petroleros y los Gobiernos deberán asegurar un entorno de operaciones que conduzca a inversiones y a la creación de mercados de energía que funcionen bien. Ban ki-moon instó a todos los países y empresas que producen petróleo a unirse a esta iniciativa, ya que la reducción de la quema de gas contribuirá a la mitigación del cambio climático. Por su parte, el presidente del Banco Mundial, Jim Yong Kim, indicó que la quema de gas es un recordatorio visual de que se genera un desecho de CO2 que va a la atmósfera. “Podemos hacer algo al respecto. Juntos podemos tomar medidas concretas para poner fin a la quema de gas y aprovechar

este valioso recurso natural para llevar electricidad a quienes no la tienen”, apuntó. Al respecto, datos del Banco Mundial muestran que con los 144.000 millones de metros cúbicos de gas que se queman cada año se podría generar electricidad equivalente a la demanda actual de África. Sin embargo, actualmente el gas se quema por motivos técnicos, regulatorios y económicos, o porque no se da alta prioridad a su uso. De Latinoamérica, Petroamazonas EP de Ecuador es por el momento la única compañía en formar parte de esta iniciativa, aunque se espera que otras empresas y gobiernos de la región se adhieran a este plan. ▲

▶ En Bolivia la quema del gas natural debe ser la última alternativa en aplicarse, siendo autorizada únicamente por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). De acuerdo al Decreto Supremo 28312 del Reglamento para la Quema de Gas Natural, las operaciones que requieren esta acción están establecidas para pruebas de producción, intervención, terminación de pozos y por razones de seguridad en el funcionamiento de las instalaciones de los campos. Según el artículo 4 de esta norma, en caso que el volumen de quema supere lo autorizado por el MHE, las empresas involu-

cradas deberán pagar las regalías, participaciones y el IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos) por los volúmenes excedidos. Datos del Boletín Estadístico 2014 de YPFB señalan que durante esta gestión la quema de gas fue de 0.19 MMmcd (millón de metros cúbicos día), mientras que el venteo alcanzó 0.42 MMmcd. Del total de hidrocarburos producido, la quema y venteo de gas representaron un 0.30% y 0.58%, respectivamente. Para Gerardo Corcos, analista en hidrocarburos, estos volúmenes de quema de gas son mínimos y adecuados para las operaciones de esta industria en el país.

Foto: Archivo Reporte Energía

n total de 9 países, 10 empresas petroleras y 6 instituciones de desarrollo se adhirieron a la iniciativa denominada ‘Eliminación de la quema regular de gas para 2030’, promovida por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) y el Banco Mundial. Con esto se busca poner fin a esta práctica común dentro de la industria petrolera que cada año genera 300 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2) por la quema de aproximadamente 140.000 millones de metros cúbicos de gas natural. “Mientras avanzamos hacia la adopción de un acuerdo climático internacional nuevo y significativo, que se prevé alcanzar en París en diciembre, estos países y empresas están demostrando que adoptan medidas verdaderas en relación con el clima”, dijo el secretario general de la ONU, Ban Ki-moon en la presentación de la iniciativa en Washington, Estados Unidos. Al ratificar la iniciativa, los gobiernos, empresas petroleras y las instituciones de desarrollo reconocen que la quema regular de gas no es sostenible desde la perspectiva ambiental y de gestión de los recursos, y aceptan cooperar para poner fin a esta actividad lo antes posible y a más tardar para 2030. Por eso, informarán públicamente sus valores de quema y los avances hacia la meta en forma anual. Además, la quema rutinaria no se realizará en los nuevos

INYECCIÓN; 0,00%

En Bolivia si se excede el volumen autorizado de quema, se paga regalías, IDH y participación al TGN.

electricidad

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

TEXTO: redacción central

l crecimiento de las energías renovables está marcado por ‘herramientas’ que permiten asegurar un suministro constante de electricidad. Entre ellas se encuentran: la regulación de embalses asociados a la hidroenergía (aunque sea de pasaje), la generación térmica en base a gas con máquinas aero derivadas o ciclos combinados y una fuerte red de interconexión entre países y distintas zonas geográficas. De esta manera se permite movilizar grandes bloques de energía en cortos periodos aprovechando la complementariedad entre distintas fuentes y curvas de carga, según Juan José Carrasco, director ejecutivo de la Comisión

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ANÁLISIS. nueva visión de integración con energías renovables no convencionales

Tres ‘herramientas’ impulsan desarrollo energético en la Región Foto: C IER

Regulación de embalses asociados a hidroenergía, generación térmica en base a gas con máquinas aero derivadas o ciclos combinados y una fuerte red de interconexión energética entre países, las claves para

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Juan José Carrasco, director del CIER

de Integración Energética Regional (CIER). El alto funcionario fungió

como moderador del panel: El rol del GNL en la integración energética de América Latina y el Caribe Sesión II, donde estuvieron presentes como disertantes Andrés Sannazzaro, gerente de Desarrollo de Negocios, Gas y Electricidad de Repsol, Rafael Pertusier, consultor Senior – Petrobras, Andrés Alonso, gerente de Gas y Energía de Enap, durante la conferencia ARPEL 2015. De acuerdo a Carrasco la aparición de energías renovables no convencionales autóctonas obligan a una nueva visión de integración a través de los usos indistintos de infraestructuras de gas y electricidad tanto convencionales como no convencionales.

“La perspectiva es de un avance en el crecimiento de las energías renovables, pero estas requieren de fuentes firmes que permitan asegurar el suministro a cada instante”, aseveró. El pasado mes de abril, en el marco de la Conferencia ARPEL 2015, realizada en Punta del Este, Uruguay, las principales compañías estatales e internacionales de petróleo que operan en la Latinoamérica, además de las agencias reguladoras y firmas consultoras, se dieron cita y coincidieron en declarar que las demandas energéticas abren espacio para oportunidades de inversión en la región.

En dicho panel se describió como ha sido el desarrollo de los mercados de gas y GNL en la región desde los años 90 (uso del gas a principios de los 90 y posteriormente el GNL a partir de 2004). Esta evolución permitió fundamentalmente, cambiar la matriz de generación eléctrica en base a combustibles líquidos o carbón y en algún caso a un combustible de mayor calidad y más amigable con el medio ambiente. En el caso del GNL se desarrollaron una serie de infraestructuras de plantas regasificadoras que permitieron asegurar el suministro de energía eléctrica y gas a muchos países de la región. ▲

minería

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Foto: ABI

Asi luce el Cerro Rico de Potosí que ostenta el título de "Patrimonio de la Humanidad", otorgado por la Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (Unesco).

┣ Serminco está a cargo del trabajo de relleno que estará listo en 45 días. Una vez que se cierre completamente el hueco se formará con estructuras metálicas en forma de cono para formar la punta del cerro.

TEXTO: lizzett vargas O.

a Corporación Minera de Bolivia (Comibol) informó que hasta el momento se consolidó 21.200 metros cúbicos de carga seca en el Cerro Rico de Potosí, de los 25.000 establecidos, lo que significa un 92% de avance en el trabajo de relleno de la cúspide de esta emblemática montaña. Según datos del Ministerio de Minería, el pico de la montaña, situada a 4.670 metros sobre el nivel del mar, sufrió en 2010 el daño más grave en su estructura, tras un hundimiento de magnitud. De acuerdo a Serminco (Servicios Mineros a Cooperativas), empresa a cargo del proyecto de restauración, la implementación del trabajo demandará una inversión económica de 3.6 millones de bolivianos y estará lista en 45 días. La carga seca proviene del desmonte "Pailaviri" que se halla en la parte anterior del yacimiento minero. Existen tres millones de toneladas de colas (desechos de plata y plomo) en Pailaviri, por lo que el volumen que se utilizará no será significativo y se mantendrán

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proyecto. Con una inversión de 3.6 millones de Bolivianos

Restauración del Cerro Rico de Potosí registra un 92% de avance

La Cifra

25.000 m3

volumen. Es la cantidad necesaria de carga seca para rellenar la cúspide del Cerro Rico de Potosí.

las características del talud para no dañar la estabilidad del yacimiento minero que ostenta el título de "Patrimonio de la Humanidad", otorgado por la Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (Unesco). El ministro de Minería y Metalurgia, César Navarro, dio a conocer que el relleno seco es una solución que fue planteada por profesionales de la Universidad Autónoma Tomás Frías ante la alternativa del relleno hidráulico postulado por la Comibol. Además sugiere que se esta-

blezca un área de reserva para evitar riesgos para la integridad de los mineros por lo que surgió la necesidad de consolidar el traslado que está pendiente. Actualmente trabajan 43 cooperativas mineras en el cerro, con 10.000 trabajadores. “Una vez que se rellene completamente el hueco se formará con estructuras metálicas una especie de cono para formar la punta del cerro y se usará material del lugar para que quede como si nunca hubiera sido afectada por un hundimiento”, comentó el gerente de la empresa encargada de ese trabajo, Ángel Quintanilla. Mientras tanto, los técnicos de Comibol y las cooperativas mineras encaran la inspección a las galerías próximas al hundimiento para controlar que las operaciones de extracción de carga no afecten más al cerro. El Ministro de Minería destacó la importancia de conservar el ce-

rro, porque es el mayor atractivo turístico de la Villa Imperial de Potosí, tomando en cuenta la historia que irradia desde la época colonial, para América y Europa, además de sus títulos de "Mensajero de la Paz" y símbolo patrio de Bolivia. Hundimiento de la cumbre En junio de 2010 se produjo el primer hundimiento masivo de la parte superior del Cerro Rico de Potosí. Desde ese momento se intentó implementar soluciones diversas habiendo avanzado únicamente el relleno con hormigón aligerado a través de la empresa Q&Q. La empresa contratada consolidó una losa sobre la cual se debía completar el relleno y reponer la punta pero los trabajos por debajo la dejaron colgada. Personeros de la Corporación Minera de Bolivia (Comibol) com-

Datos

• En 1987, el Cerro Rico de Potosí fue declarado "Patrimonio Natural y Cultural de Humanidad" por la Organización de las Naciones Unidas para la Ciencia y la Cultura (Unesco). • Posteriormente, en 1990, el Estado boliviano lo declaró "Monumento Nacional". • El año 2011 la cumbre tenía un hundimiento de 22 metros de diámetro y 17 de profundidad.

probaron, en varias oportunidades, la extracción masiva de carga por niveles inferiores, comenzando con el vaciado de taqueos y posterior trabajo en roca dura. El gerente regional de la estatal Minera, Dennis Flores, reconoció, que el crecimiento del deterioro del hundimiento se debe a los trabajos próximos al área superior del yacimiento potosino. ▲

EVENTO

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

TEXTO: redacción central

a Asociación Nacional de la Prensa de Bolivia (ANP) entregó el “Premio Libertad 2015 – Juan Javier Zeballos” al Defensor del Pueblo, Rolando Villena, en un acto que se realizó a principios de mayo, en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. La distinción fue aprobada por una Asamblea Extraordinaria de socios de la ANP, realizada el 17 de abril, en virtud del trabajo realizado por Villena en la defensa de los derechos humanos y de las libertades ciudadanas. Durante el acto, Villena manifestó que la distinción recibida tiene doble significado para él, primero porque es un reconocimiento al trabajo realizado en defensa de los derechos huma-

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distinción a: Rolando villena, defensor del pueblo

ANP entrega Premio Libertad al Defensor del Pueblo nos que comenzó de muy joven y porque lo recibe de una de las instituciones pilares de la democracia y de la libertad de expresión en Bolivia. Destacó que “sin el periodismo comprometido, libre, valiente y consecuente, estos valores que buscamos preservar por encima de cualquier otra consideración, no hubieran podido consolidarse ni podrán sostenerse. Y por eso, el valor del Premio Libertad, tiene un profundo sen-

tido, que no solamente reconoce, sino que además reivindica, la decisión de servir y proteger los derechos de los demás, especialmente de quienes carecen de los medios para exigirlos y ejercerlos”. La primera distinción fue entregada en 2007 al Cardenal Julio Terrazas. En 2008, al destacado periodista Alfonso Prudencio Claure (Paulovich). En 2009 al director de la Agencia de Noticias Fides (ANF), José Gramunt de

Dato

antecedentes. Desde 2007, la ANP otorga una estatuilla y pergamino a una persona nacional o extranjera por sus logros, trayectoria y prestación de servicios a la nación. El Premio Libertad lleva el nombre del ex Director Ejecutivo de la institución, el periodista Juan Javier Zeballos (19432011). El acto está comprendido entre las actividades institucionales para conmemorar el Día Mundial de la Libertad de Expresión.

Foto: ABI

┣ La decisión fue aprobada por una Asamblea Extraordinaria de socios de la ANP, realizada el 17 de abril, en virtud del trabajo realizado por Villena en la defensa de los derechos humanos y de las libertades ciudadanas.

Rolando Villena, Defensor del Pueblo.

Moragas. En 2010 al director del diario El Deber de Santa Cruz, el periodista y abogado Pedro Rivero Mercado. En su quinta versión, en 2011 fue entregado a la antropóloga, comunicadora social e investigadora Carmen Beatriz Ruiz Parada; en 2012 a Monseñor Tito Solari, Arzobispo de la Arquidiócesis de Cochabamba; en 2013 a Monseñor Nicolás Castellanos Franco y el pasado año al periodista Roberto Navia Gabriel. ▲

medio ambiente

TEXTO: lizzett vargas o.

olivia es destacable en el escenario internacional frente a la problemática del cambio climático, lleva la vanguardia en discurso político y tiene un nivel de influencia muy importante frente a otros países. Sin embargo existe una brecha entre el mensaje a nivel internacional y la puesta en práctica en sus políticas gubernamentales sobre esta temática. Esa fue la explicación del posicionamiento boliviano actual frente a esta temática por parte de Alejandro Barrios, coordinador para América Latina y el Caribe de IBON International; responsable del monitoreo de las negociaciones sobre el Cambio Climático en Bolivia, y de la Agenda de Desarrollo Post 2015. El experto fue invitado por la Red de Conservación de las Funciones Ambientales (RACSA), la Plataforma Climática Latinoamericana y Fundación Natura Bolivia, para disertar el tema de las negociaciones internacionales y la posición de Bolivia, en un conversatorio realizado el 15 de mayo en la ciudad de Santa Cruz. En el marco del evento explicó que la posición de Bolivia se destaca en el discurso internacional porque defiende “mecanismos de no mercado” para atender la problemática de cambio climático. Esta postura nacional es respaldada por la sociedad civil internacional, puesto que pretende sacar la mercantilización de la naturaleza. Otra de las posiciones bolivianas importantes enfatiza la importancia de implementar mecanismos que contribuyan tanto a la Mitigación como a la Adaptación al Cambio Climático. En ese propósito, el Gobierno de Bolivia propuso el “Mecanismo Conjunto de Mitigación y Adaptación para el Manejo Integral y Sustentable de los Bosques y la Madre Tierra” como alternativa al Mecanismo REDD (Reducción de Emisiones por Degradación y Deforestación). Como dato en el país se promulgó la Ley Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral para

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panelista. Alejandro Barrios coord. América Latina y el Caribe de IBON International

'Bolivia tiene una brecha entre discurso y práctica sobre cambio climático'

Foto: Lizzett Vargas / RE

Fundación Natura abrió un espacio de análisis sobre la posición boliviana frente el cambio climático y las negociaciones internacionales. Se habló también del retraso en la aplicación de normativas.

┣

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Conversatorio “La posición y las propuestas de Bolivia en las negociaciones internacionales sobre el Cambio Climático” se realizó en el Centro de Ecología Difusión Simón I. Patiño, ciudad de Santa Cruz.

El Dato

Fundación Natura Bolivia : Nace en el año 2003 con el objetivo de desarrollar acciones de conservación de la biodiversidad y el aprovechamiento sostenible de los recursos naturales, y con ello contribuir a mejorar la calidad de vida de la población boliviana. IBON INTERNATIONAL : Institución no gubernamental con sede en Filipinas, cuya misión es contribuir al desarrollo de capacidades para los derechos humanos y la democracia. Inicia y lleva a cabo programas internacionales, desarrolla y organiza redes internacionales y participa en campañas de promoción internacional en áreas como: • Medio Ambiente y Justicia Climática • Alimentación, Agricultura y Desarrollo Rural • Comercio y Finanzas para el Desarrollo

Foto: naturabolivia.org

El manejo sustentable de los bosques es una de las posiciones de Bolivia frente al cambio climático.

Vivir Bien (Ley Nº 300), que norma el funcionamiento de la Autoridad Plurinacional de la Madre Tierra (APMT), entidad responsa-

ble de implementar a nivel nacional el “Mecanismo Conjunto de Mitigación y Adaptación para el Manejo Integral y Sustentable

de los Bosques y la Madre Tierra”. Al respecto Barrios sugiere que una vez se "afine" estas normativas y el marco legal en el país, estas deben reforzarse con las prácticas y las políticas de las instituciones gubernamentales que responden a esta lógica, como es la Autoridad Plurinacional de la Madre Tierra y el Ministerio de Medio Ambiente y Agua. “Estos tiene que sopesar con otro tipo de proyectos que son más desarrollistas. Entonces Bolivia debe asumir el gran desafío de salir de ese modelo y conducirnos a uno nuevo”, sostuvo. Asimismo añadió que es importante la socialización de la problemática del cambio climático e introducir a la sociedad civil sobre las temáticas de negociaciones internacionales que lleva el país. ▲

Lo último

Del 16 al 31 de Mayo de 2015

Mauricio Medinaceli Monroy

opinión

Ex ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia y ex coordinador de hidrocarburos de Olade.

Cuando las palabras 'promedio trimestral' no son menores Analiza el impacto negativo de los precios bajos del petróleo en el crecimiento de la economía del país; pero advierte que el "golpe" será en el segundo trimestre, cuando el precio de la exportación de gas sea menor que $us 8 MMBTU.

ustedes respondieron que esperarían al jefe por varias razones, tal vez la más importante es que recién con la firma del jefe este incremento será una realidad. Ahora se encuentra en una extraña situación, tiene un incremento de sueldo pero recién se hará efectivo en tres meses. ¿Interesante no? En teoría ya tiene el dinero, pero recién podrá gastarlo en tres meses... a una situación parecida a ésta, los economistas llamamos un "rezago" de tres meses. Resulta que los contratos de compra y venta de gas a Brasil y Argentina tienen un rezago de esta naturaleza en la cláusula de precios. El promedio de los precios de un trimestre recién se hace efectivo al siguiente trimestre. Entonces ¿qué sucede? que el promedio de precios del trimestre Octubre-NoviembreDiciembre del año 2014 se hizo efectivo durante el trimestre Enero-Febrero-Marzo del 2015. Ello... ¿importa? Usualmente las diferencias no son tan dramáticas, pero en meses pasados sí

*Precio promedio del petróleo 80.00 70.00

73.2

60.0 50.0 40.00

48.5

30.00 20.00 10.00 0

Octubre-NoviembreDiciembre-2014

Enero-FebreroMarzo-2015

Fuente: Mauricio Medinacelli

Foto: RE

"No es casualidad que muchos analistas energéticos comenten que recién en estos meses "viviremos" recién bajos precios internacionales del petróleo".

Promedio Trimestral del WTI ($us/Barril)

ltimo viernes del mes, llega al trabajo y luego de cruzar la puerta de entrada advierte un letrero de grandes y vistosas letras que anuncia: "Ven, acompáñanos esta noche a la gran fiesta de confraternización". Palabras más, palabras menos, usted sabe que esta noche los compañeros y compañeras de la oficina la pasarán, como dice mi buen amigo, "de agasajo". Dado que usted es soltero(a) en realidad la única pregunta relevante que ronda por su cabeza es: "¿Voy? ¿No voy?"... por un lado sabe que estará "de luxe" pero por el otro, ya tenía planeado salir con los amigos de infancia. Finalmente decide salir con los amigos del trabajo, así que llega a casa, se alista un poco (o mucho) y "talón, punta, planta" (como dice mi mami) llega al lugar en cuestión. Todo es fiesta, alegría, gozo, hasta que ve acercarse a su jefe(a) quien, con todas las cervezas de mundo, está francamente feliz, le abraza y entre risas y gritos le da dos noticias: 1) él/ella se irá de viaje por tres meses y; 2) usted acaba recibir un incremento de salario del 50%. Usted queda con los ojos abiertos mientras su jefe salta a escenario para guiar el baile de la Macarena. Al día siguiente... el sábado, usted no deja de pensar en una cosa: 50%. Es un monto que bien podría mejorarle ampliamente la vida ahora, podría quizás pedir un crédito, podría sacar algo de dinero de sus ahorros, podría por fin comprar ese auto que tanto quiere. Ahora pregunto amable lector(a): ¿Usted tomaría una decisión ahora o esperaría a que llegue el jefe? Quizás muchos de

El primer trimestre de 2015 el precio promedio de petróleo bajó de $us 73.2 a 48.5 el barril.

lo fue, ésa la razón de este texto. Vea la linda gráfica*, en ella verá el promedio trimestral de los precios del petróleo en OctubreNoviembre-Diciembre del 2014 y el de Enero-Febrero-Marzo del 2015, por esta motivo entonces comprenderá ahora que, "hilar más fino" no es trivial.

Ahora lanzo la siguiente pregunta: Durante el primer trimestre del año 2015 ¿Cuál promedio de precios internacionales del petróleo fue utilizado, el verde o el azul?... tic, tac, tic, tac..."Tiempo, su respuesta" (como decía Don Lalo Lafaye). Si usted dijo " verde" yo le diría: "Sí, con seguridad".

Resulta que durante el primer trimestre de este año, nuestro precio de exportación a Brasil y Argentina aún utilizaba los valores del año 2014, es decir, el promedio en verde. Recién a partir del segundo trimestre de este año veremos (y "sufriremos") el promedio de $us/Barril 48.5... es decir, el promedio azul. Lastimosamente en épocas "a la baja" el flujo de información es casi nulo, en el pasado (hablo de hace 2 o 3 años) durante la bonanza, los precios de exportación era publicados (en el internet) casi en el acto, ahora no, por ello debo acudir a otras fuentes. Bien, fui a la página de la Secretaría de Energía de Argentina y pude verificar que, durante el primer trimestre del año 2015, el precio del gas natural boliviano fue mayor a los $us/MMBTU 8, para los que estamos en este negocio hace tiempo, sabemos que 8 es compatible con precios del petróleo entre 70 y 80 $us/Barril. Ello confirma, de cierta manera, el análisis previo. Así, mi estimado lector, me alegran las noticias económicas del primer trimestre en Bolivia, disminuciones modestas en la recaudación por IDH, algo menos en las exportaciones de gas y un crecimiento económico muy interesante. Sin embargo, también debo ser cauto... sé que los precios bajos nos "golpean" recién a partir de abril de este año, no es casualidad que muchos analistas energéticos comenten que recién en estos meses "viviremos" recién bajos precios internacionales del petróleo. Bueno mis amigos y amigas, como siempre un gusto compartir estas líneas con ustedes. ▲

ESTADÍSTICAS

HIDROCARBUROS Fecha

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

Barrel)

GNV

1,66 Bs./M³

53,95 50,44 50,79 51,63 51,95 53,3 56,25 56,69 55,71 56,37 55,58 56,17 56,59 55,98 55,56

57,55 56,42 56,04 56,82 57,14 57,69 59,32 60,13 61,31 61,2 60,12 60,12 62,66 62,96 62,86

57,05 58,55 59,62 59,1 58,92 60,38 60,93 58,99 59,41 59,23 60,72 60,5 59,89 59,73 59,44

62,61 63,97 63,9 64,13 64,62 65,44 66,22 64,93 63,82 62,82 65,09 66,33 65,58 64,69 65,15

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

abr 07, 2015 abr 08, 2015 abr 09, 2015 abr 10, 2015 abr 13, 2015 abr 14, 2015 abr 15, 2015 abr 16, 2015 abr 17, 2015 abr 20, 2015 abr 21, 2015 abr 22, 2015 abr 23, 2015 abr 24, 2015 abr 27, 2015

Fecha

abr 28, 2015 abr 29, 2015 abr 30, 2015 may 01, 2015 may 04, 2015 may 05, 2015 may 06, 2015 may 07, 2015 may 08, 2015 may 11, 2015 may 12, 2015 may 13, 2015 may 14, 2015 may 15, 2015 may 18, 2015

Fuente: eia.gov

MINERÍA

COTIZACIONES OFICIALES Y ALÍCUOTAS DE REGALÍAS MINERAS Primera Quincena de Mayo del 2015

Mineral

Unidad de Medida

Cotizacion Oficial ($us)

Alicuota Regalias Mineras Exportaciones (%)

Alicuota Regalias Mineras Ventas Internas (%)

ZINC

1,02

5,0000

3,0000

ESTAÑO

7,07

5,0000

3,0000

ORO

1.198,70

7,0000

4,2000

ORO Minerales Sulfurosos

5,0000

3,0000

ORO Yacimientos Marginales

2,5000

1,5000

PLATA ANTIMONIO PLOMO WOLFRAM

OT TMF LF TMF

16,17

6,0000

3,6000

8.725,00

5,0000

3,0000

0,93

5,0000

3,0000

13.222,50

2,3060

1,3830

COBRE

2,74

5,0000

3,0000

BISMUTO

6,73

2,9880

1,7930

PIEDRA CALIZA

T.M.

21,55

3,5000

2,1000

PIEDRA CALIZA DE TALLA O DE CONSTRUCCION

T.M.

85,00

3,5000

2,1000

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR MAYO 2015

Cushing, OK WTI Spot Price

GAS. DE AVIONES 4,57 Bs./Lt KEROSENE

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

8,68 Bs./Lt

DIESEL OIL

8,88 Bs./Lt

GNV

3,26 Bs/m³

JET FUEL

6,65 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ELECTRICIDAD GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Junio 2014 - Mayo 2015)

Día Jun 1 1,040.8 2 1,148.0 3 1,165.5 4 1,177.5 5 1,164.3 6 1,146.3 7 1,095.4 8 1,010.9 9 1,142.6 10 1,155.8 11 1,192.1 12 1,213.0 13 1,131.8 14 1,056.8 15 1,036.6 16 1,166.3 17 1,106.8 18 1,161.9 19 1,081.0 20 1,113.2 21 1,045.3 22 1,055.3 23 1,201.1 24 1,214.0 25 1,236.0 26 1,219.4 27 1,151.2 28 1,094.5 29 1,024.6 30 1,148.1 31 Max. 1,236.0

Jul 1,146.6 1,161.5 1,187.8 1,183.3 1,112.9 993.9 1,123.4 1,150.8 1,164.1 1,156.1 1,153.6 1,104.0 1,057.6 1,166.0 1,185.3 1,167.1 1,212.2 1,165.0 1,104.8 1,056.0 1,158.5 1,224.7 1,197.0 1,185.8 1,168.1 1,114.0 1,070.7 1,178.0 1,222.8 1,226.6 1,237.1 1,237.1

Ago 12,009.0 1,135.8 1,117.4 1,195.7 1,166.9 1,092.7 1,189.7 1,181.9 1,136.1 1,112.1 1,237.4 1,262.9 1,191.0 1,198.5 1,189.4 1,134.9 1,102.2 1,235.6 1,249.9 1,270.2 1,258.8 1,251.5 1,188.9 1,149.6 1,197.9 1,201.7 1,228.4 1,244.2 1,251.9 1,186.4 1,148.0 12,009.0

Sep 1,276.4 1,298.7 1,297.7 1,307.5 1,289.3 1,205.0 1,164.0 1,283.8 1,315.0 1,304.5 1,205.7 1,229.6 1,188.2 1,153.7 1,214.6 1,264.2 1,307.9 1,321.5 1,268.1 1,153.1 1,095.0 1,256.4 1,297.2 1,267.0 1,277.1 1,289.6 1,162.7 1,146.6 1,291.5 1,318.6 1,321.5

Oct 1,252.7 1,279.7 1,297.3 1,206.4 1,158.1 1,286.0 1,295.1 1,308.8 1,314.9 1,301.1 1,182.9 1,159.6 1,324.2 1,340.3 1,346.6 1,355.8 1,342.3 1,251.2 1,191.9 1,234.3 1,295.6 1,325.7 1,330.3 1,305.2 1,181.6 1,124.5 1,292.4 1,276.0 1,261.8 1,251.1 1,226.9 1,355.8

Nov 1,158.2 988.0 1,122.6 1,203.4 1,262.8 1,310.4 1,302.0 1,200.3 1,185.3 1,246.4 1,291.0 1,265.9 1,204.8 1,219.0 1,179.2 1,132.8 1,277.9 1,319.5 1,330.4 1,327.6 1,302.3 1,165.7 1,076.8 1,255.2 1,291.1 1,235.8 1,278.4 1,314.2 1,135.7 1,217.7 1,330.4

Dic 1,151.8 1,196.0 1,242.4 1,291.8 1,300.9 1,226.9 1,137.6 1,207.8 1,300.4 1,294.6 1,271.9 1,277.3 1,214.4 1,135.5 1,280.4 1,279.2 1,259.6 1,225.8 1,266.8 1,162.5 1,119.8 1,164.5 1,169.2 1,191.3 1,067.8 1,247.0 1,202.0 1,140.6 1,263.0 1,253.6 1,260.8 1,300.9

Ene 1,005.5 1,100.4 1,091.8 1,086.6 1,236.4 1,228.2 1,236.4 1,237.4 1,258.0 1,185.4 1,099.5 1,232.6 1,260.5 1,261.3 1,238.9 1,246.9 1,201.5 1,122.8 1,260.7 1,313.9 1,281.1 1,225.7 1,309.9 1,232.3 1,113.6 1,232.7 1,272.9 1,268.5 1,255.9 1,238.6 1,211.3 1,313.9

Feb 1,167.2 1,292.6 1,331.9 1,310.3 1,318.8 1,246.8 1,137.2 1,132.3 1,281.6 1,274.1 1,232.5 1,274.1 1,226.6 1,129.4 1,037.5 1,006.7 1,026.4 1,203.3 1,210.1 1,194.9 1,168.1 1,084.6 1,264.5 1,314.2 1,312.7 1,325.3 1,276.1 1,205.5 1,331.9

Mar 1,151.5 1,297.4 1,326.9 1,251.5 1,240.1 1,272.1 1,211.3 1,169.0 1,284.4 1,362.8 1,372.0 1,341.8 1,337.8 1,244.1 1,212.7 1,319.8 1,356.9 1,350.1 1,336.3 1,292.1 1,210.2 1,201.5 1,334.0 1,352.5 1,354.0 1,276.4 1,205.3 1,152.0 1,132.3 1,308.7 1,338.3 1,372.0

Abr May(al 19) 1,263.4 1,136.4 1,237.1 1,164.9 1,111.2 1,122.3 1,185.9 1,203.8 1,085.5 1,242.6 1,252.4 1,245.0 1,290.1 1,256.0 1,323.2 1,250.5 1,345.4 1,209.8 1,309.6 1,126.2 1,270.2 1,250.4 1,203.9 1,263.9 1,304.0 1,278.1 1,340.8 1,273.5 1,336.8 1,277.8 1,359.1 1,168.9 1,320.5 1,140.4 1,206.8 1,291.8 1,165.3 1,312.1 1,299.5 1,278.2 1,295.8 1,297.3 1,317.7 1,239.2 1,212.0 1,343.8 1,294.3 1,328.0 1,298.5 1,359.1 1,312.1

Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Junio 2014 - Mayo 2015)

MINERALES DE HIERRO CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

54,75

4,0000

2,4000

PELLET HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

83,21

3,0000

1,8000

T.M.

225,00

2,0000

1,2000

TANTALITA

3,5000

2,1000

BARITINA

3,5000

2,1000

PIEDRAS PRECIOSAS Y METALES PRECIOSOS

5,0000

3,0000

PIEDRAS SEMIPRECIOSAS

4,0000

2,4000

INDIO

5,0000

3,0000

RENIO

5,0000

3,0000

OTROS MINERALES METALICOS Y NO METALICOS

2,5000

1,5000

CARBONATO DE LITIO

3,0000

1,8000

CLORURO DE POTASIO

3,0000

1,8000

OTROS SUBPRODUCTOS Y DERIVADOS

3,0000

1,8000

2,5000

1,5000

ULEXITA

5,0000

3,0000

ULEXITA CALCINADA

3,0000

1,8000

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL

RECURSOS EVAPORÍTICOS

RECURSOS EVAPORÍTICOS CLORURO DE SODIO MINERALES DE BORO

Jun CRE - Santa Cruz 414.7 DELAPAZ - La Paz 302.3 ELFEC - Cochabamba 190.6 ELFEC - Chimoré 11.6 ELFEO - Oruro 57.7 ELFEO - Catavi 21.7 CESSA - Sucre 45.2 SEPSA - Potosí 50.6 SEPSA - Punutuma 5.3 SEPSA - Atocha 12.7 SEPSA - Don Diego 7.0 ENDE - Varios (2) 25.4 SETAR - Tarija 0.0 SETAR - Villamontes 0.0 SETAR - Yacuiba 0.0 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 44.4 Otros - C. No Regulados 20.8 Varios (1) 3.0 TOTAL COINCIDENTAL 1,170.8

Jul 411.6 310.5 191.3 11.7 59.6 22.4 47.1 53.1 5.5 12.4 6.6 25.8 0.0 0.0 0.0 45.4 19.9 3.0 1,177.5

Ago 434.0 305.1 193.0 12.1 57.7 21.7 46.8 51.4 5.5 12.3 6.3 27.6 0.0 0.0 0.0 47.7 21.0 3.0 1,200.9

Sep 483.4 300.9 196.2 13.2 56.6 22.3 47.3 50.1 5.3 12.0 6.4 28.3 7.3 0.0 0.0 47.7 21.3 2.9 1,258.7

Oct 537.7 299.6 200.2 13.6 61.3 22.3 47.9 48.7 5.3 11.7 6.4 30.5 8.6 6.1 0.0 48.1 19.0 3.0 1,298.2

Nov 500.5 297.2 199.8 13.5 57.4 22.1 48.1 47.4 5.4 11.7 6.1 29.0 7.7 6.0 0.0 47.9 21.8 3.0 1,271.9

Dic 493.8 299.7 198.0 12.8 54.4 21.4 47.3 46.9 4.9 11.0 6.1 28.8 8.0 5.8 14.0 48.3 21.4 2.7 1,242.5

Ene 498.9 295.0 188.9 12.5 54.7 20.8 46.8 45.1 5.0 11.3 5.8 28.2 7.8 5.5 13.5 47.7 19.2 2.4 1,249.8

Feb 488.3 300.4 194.3 13.0 54.3 21.9 47.5 45.0 5.0 11.9 6.2 29.4 7.8 5.7 14.2 47.3 18.3 2.8 1,265.7

Mar 527.1 304.5 195.9 13.8 55.2 23.0 47.1 45.9 5.1 12.0 6.4 29.9 10.1 5.8 14.2 46.2 20.2 2.9 1,296.1

Abr May(al 19) 485.3 432.4 310.4 310.2 194.7 196.2 13.2 12.4 56.7 58.5 23.5 23.4 46.5 49.3 48.1 48.7 5.1 8.1 12.2 12.0 6.4 5.7 29.3 28.3 8.3 8.8 5.5 4.9 12.7 11.6 46.9 46.0 20.1 20.0 3.0 2.2 1,288.4 1,243.0

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, Trinidad, Uyuni, Tazna y Las Carreras Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI- (Junio 2014 - Mayo 2015)

CRE - Santa Cruz DELAPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - Varios (2) SETAR - Tarija SETAR - Villamontes SETAR - Yacuiba SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL

Jun 194.0 141.1 91.2 5.0 27.4 11.1 20.4 27.3 2.4 6.4 2.9 11.0 0.0 0.0 0.0 21.4 11.7 1 574.2

Jul 204.0 149.2 96.5 5.1 28.8 11.9 22.8 30.2 2.7 6.1 2.9 11.1 0.0 0.0 0.0 29.7 9.6 1 611.7

Ago 219.7 148.7 96.1 5.5 28.2 11.2 24.3 29.3 2.6 6.4 2.7 12.2 0.0 0.0 0.0 30.7 12.2 1 630.9

Sep 247.7 144.9 95.8 5.9 27.6 11.3 23.9 28.6 2.7 6.0 2.7 13.6 2.8 0.0 0.0 30.5 12.5 1 657.5

Oct 277.7 148.4 101.9 6.5 29.0 11.0 23.4 27.9 2.8 6.3 2.8 15.4 3.7 2.5 0.0 29 10.9 1 700.2

Nov 244.7 139.5 96.9 5.8 26.6 10.9 23.7 26.1 2.4 6.1 2.7 13.4 3.4 2.5 0.0 30.9 10.9 1 647.5

Dic 247.0 142.8 100.2 5.7 27.9 10.7 23.8 26.4 2.3 6.1 2.7 14.1 3.7 2.8 2.2 32.5 13 0.9 664.8

Ene 247.2 144.0 94.7 5.6 28.5 9.7 23.1 25.6 2.5 6.0 2.5 14.0 3.5 2.8 6.5 31.8 11.3 0.8 660

Feb 225.7 129.8 86.9 5.3 25.3 8.2 19.8 21.9 2.0 5.4 2.1 12.7 3.2 2.5 5.9 23.7 7.8 0.8 589.1

Mar 268.4 147.4 91.6 6.1 29.4 10.9 22.6 25.9 2.7 6.5 2.4 14.6 3.8 2.8 6.5 28.7 11.1 1 682.4

Abr May(al 19) 246.1 135.5 145.9 91.4 89.5 57.7 5.9 3.5 28.2 17.6 10.4 6.7 22.4 13.8 26.9 16.7 2.4 1.6 6.1 3.9 2.6 1.6 14.2 8.1 3.7 2.4 2.4 1.4 5.6 3.3 30.3 18.9 11.9 7.6 1 0.5 655.7 392.2

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, Trinidad, Uyuni, Tazna y Las Carreras Los valores de energía aquí informados son obtenidos a partir de los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

AGENDA ENERGéTICA DEL 1 AL 5 DE junio | paris - francia

Del 19 al 20 de Agosto / santa cruz - bolivia

DEL 24 AL 28 DE agosto | Bogotá - colombia

La Conferencia Mundial del Gas (WGC) es el evento más importante de la Unión Internacional del Gas (IGU por sus siglas en inglés). El papel del gas natural va en aumento en el mix energético mundial y ahora presenta una gran oportunidad para el crecimiento de las economías.

Este evento organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía y auspiciado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía tiene como lema: "Una visión de la próxima década energética".

Hace 30 años ACIPET celebra este importante congreso petrolero, posicionado entre los cuatro mejores de América Latina y el más importante de Colombia, entregando un legado académico y tecnológico para el desarrollo.

Contacto: registration-wgc2015@mci-group.com

Contacto: info@boliviagasenergia.com

Contacto: congreso@acipet.com

del 10 al 13 de junio | GuadalajarA - México

Del 19 al 20 de Agosto / lima - perú

DEL 22 AL 24 DE septiembre | rio de janeiro - brasil

Es el foro de la industria de exploración y producción más importante de México. Es organizado por la Asociación de Ingenieros Petroleros y el Colegio de Ingenieros Petroleros de ese país, la SPE, la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros y la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración.

El evento es organizado por BNamericas y los temas que dominarán en esta versión, son el gas natural como eje del sector eléctrico en América Latina, la crisis energética en Brasil, integración eléctrica regional y proyectos de transmisión, energía solar, eólica e hidroelectricidad.

Organizado cada dos años por el Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis es reconocido como uno de los dos principales eventos de este sector que tiene por finalidad reunir profesionales de nivel técnico y gerencial en busca de conocimiento, nuevas tecnologías y mejores práticas de gestión.

Contacto: cmp@ecodsa.com.mx

Contacto: events@bnamericas.com

Contacto: eventos@ibp.org.br

World Gas Conference - WGC 2015

Congreso Mexicano del Petróleo (CMP)

VIII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2015

5th Latam Power Generation Summit

XVI Congreso Colombiano Petróleo & Gas 2015

Rio Pipeline 2015

Fuente: CNDC

Del 16 al 31 de Mayo de 2015