EDICION 91 RE

Foto: FGS/RE

petróleo & gas

brasil resalta que ‘contenido local’ en industria petrolera es vital para el crecimiento Experto recordó el desarrollo de la política de fortalecimiento y de oportunidades que brindó Brasil a sus compañías nacionales desde 1970 hasta la P. 4 fecha. Fijó como meta la competitividad.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 91

Del 1 al 15 de Diciembre de 2012

WTI ($us/BBl de petróleo) Nov 28

Nov 29

Nov 30

Dic 03

Dic 04

Suscripción RE

87.18 86.49 88.07 88.91 89.09 88.50 Precio del gas boliviano para Argentina

Precio del gas boliviano para Brasil

11,17 $us/MMBTU

9,29 $us/MMBTU

Foto: Archivo RE

DESTACADO

Foto: Franco García S. / Reporte Energía/ Distinción a panelistas en FIGAS 2012

Con el auspicio de:

Nov 27

Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE

Fuente: eia.gov/hidrocarburosbolivia.com

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

petróleo & gas

Dos nuevos loops amplían oferta del gasoducto al altiplano El proyecto “GAA-III-c”, que incrementará el envío de gas natural a los departamentos de Oruro y La Paz de 54,3 MMpcd a 68,5 MMpcd, cuenta con un avance del P. 19 58%, según YPFB Transporte. petróleo & gas

ANH confirma que en este mes llegan equipos para b-sisa El director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Gary Medrano, ratificó que se prevé instalar los dispositivos de control vehicular desde el primero de P. 18 enero del 2013.

IV figas recomendó mejorar el acceso al crédito a empresas de servicios petroleros

p. 12-13

caipipendi llegará a producir 15 mmmcd y 20.000 bepd

fase II de margarita - Huacaya registra 30% de avance

Técnicas Reunidas ejecuta la edificación del tercer tren de procesamiento de gas natural, Petrex perfora los pozos Margarita 5 y 6, mientras que el consorcio Iberese Conpropet construye las nuevas líneas de recolección. Hasta octubre de 2012 se adicionará 6 MMmcd del fluido.

E

n cuanto al la tercera unidad de procesamiento, Repsol Bolivia informó que el trabajo de ingeniería de detalle está próximo al 100%. La provisión de los equipos necesarios para esta actividad

ya supera el 60% y en el predio de Margarita se ha iniciado la recepción de los primeros equipos y materiales. En las próximas semanas se iniciarán las obras civiles y de montaje. p.6

Experto señala que respeto a los indígenas baja riesgo en operaciones petroleras Foto: Reporte Energía

P. 8

Uruguay apunta a diversificar su consumo energético

P. 7

P. 9

GCC significó un reto técnico y ambiental, según IPE

Afirman que el marco legal del Presal da prioridad al Estado

EDITORIAL

YPFB adjudicó estudio de planta etileno y polietileno

Crédito y competitividad

La firma italiana Tecnimont se adjudicó el contrato por $us 3,8 millones para la realización de los estudios de Ingeniería Conceptual (IC) de las Plantas de Etileno y Polietileno, informó el gerente Nacional de Plantas Separadoras de YPFB, Mario Salazar.

El objetivo del estudio es mostrar la viabilidad técnica y económica del proyecto que se prevé producirá cada año 600 mil toneladas de polietileno.

El proyecto de prefactibilidad analizará la localización de la planta, que inicialmente está proyectada en la provincia Gran Chaco de Tarija. Dependiendo de los estudios de prefactibilidad, la planta se empezaría a construir a finales del próximo año.

Una de las principales conclusiones del último Figas se refiere a la necesidad de ajustar las normas vigente en materia financiera que frenan el acceso al crédito de las empresas de servicios.

Pero veamos de cerca el asunto. Para ganar una licitación pública relevante en el rubro, se debe contar con los atributos de i) logros y trayectoria expresadas en un número significativo de obras ejecutadas en proyectos de renombre, ii) gestión con calidad demostrada, iii) capacidad financiera para soportar el requerimiento de inversión en activos fijos y capital de trabajo y iv) acceso a la fianza bancaria para obtener las boletas de garantía por todo concepto (seriedad de oferta, cumplimiento de contrato, correcta inversión del anticipo y buena ejecución de obra). La empresa nacional es capaz de competir en lo técnico; así lo demuestran las empresas bolivianas que se encuentran en Perú; sin embargo, aquí no se puede seguir creciendo por las espaldas estrechas en el ámbito financiero.

La empresa extranjera gana las licitaciones públicas más importantes por su mayor capacidad financiera y el aval de sus gobiernos que le permiten obtener las boletas de garantía, es decir, el factor-país se convierte en un factor clave de contribución a la competitividad para las empresas del sector. Las empresas foráneas vienen de países con economías más desarrolladas, mercados de capitales que facilitan el acceso a un dinero más barato, y fundamentalmente de mayor accesibilidad al crédito bancario. Nuestras empresas siguen limitadas por la herencia del factor enanismo-país. Actualmente en el país existe ahorro significativo y el dinero es mucho más barato que hace dos décadas; sin embargo, acceder al crédito bancario es más difícil que

Colombia es actualmente uno de los mercados de inversión en exploración y producción (E&P) más prominentes en el mundo. En su calidad de cuarto productor de petróleo en Latinoamérica después de Venezuela, Brasil y México, Colombia tiene dos billones de barriles de reserva probada en petróleo en el 2012, lo que es equivalente a siete años de producción.

La razón real de este “boom” petrolero en Colombia está en las reformas a las instituciones. Actualmente, Ecopetrol no controla la exploración y producción de hidrocarburos y, por ello, los inversionistas extranjeros pueden tener el 100 por ciento del contrato.

P. 11

Sugieren mejorar relación entre proveedoras y compañías operadoras

LO ÚLTIMO

Colombia, nuevo gigante petrolero en la región

Foto: FGS / Reporte Energía

Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energía

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Foto: FGS / Reporte Energía

Foto: FGS / Reporte Energía

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DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

hace veinte años.

Acceder al crédito formal es difícil en el país debido a que i) la aceptación del crédito se basa en la garantía hipotecaria, en vez de la capacidad de pago o de la factibilidad de un proyecto de inversión, al revés de lo establecido por la misma norma de la ASFI, ii) la banca prefiere otorgar créditos al sector terciario de la economía, por cuanto su giro de caja es más rápido que el generado por el rubro de hidrocarburos o cualquier otro rubro del sector productivo y iii) la norma de Basilea aplicada por la ASFI no permite flexibilización alguna en la evaluación previa al otorgamiento del crédito. Del total de la cartera otorgada a la gran empresa, el 73% es destinada para financiar su capital de operaciones y solo un 27% para capital de inversión en activos fijos (datos de ASOBAN); es decir, son escasas las posibilidades para la empresa boliviana del sector de hidrocarburos obtener financiamiento para invertir en maquinaria y equipos de alto costo por cuanto su plazo en la devolución del crédito es al menos de cinco años.

Por tanto, a fin de que las empresas locales participen y ganen licitaciones de envergadura, el Estado debería i) proporcionar una línea de crédito de fomento para la empresa nacional de servicios petroleros usando una porción de las reservas internacionales y ii) constituir un fondo de garantías con el respaldo del TGN a fin de ayudar hasta el 50% de las garantías requeridas por la banca privada nacional o extranjera.

En caso de no ocurrir esto y asumiendo de que es escasamente factible una flexibilización del marco regulatorio, la única opción que permite tomar fondos en préstamo a sola firma es emitir bonos.

¿quién es quién?

GERARDO TRIUNFO

Fue uno de los disertantes del IV Foro Internacional del Gas (FIGAS).

Ocupó el cargo de vicepresidente de Ancap, Uruguay. Actualmente se desempeña como director de esta institución. Asimismo trabajó en el área de tecnología y energía nuclear, además estuvo vinculado en el proyecto NGL entre los años 2005 y 2008.

“EXPORTACIONES de Boletín recomendado Hidrocarburos “ El Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), presenta el Boletín titulado “Bolivia: Comercio Exterior de Hidrocarburos”. El documento revela que entre el 2006 y septiembre de 2012 Bolivia exportó un total de $us 21.282 millones en hidrocarburos, representando en gas natural el 91% (19.324 millones) del total.

AuditorÍa destacada

Proyecto Hidroeléctrico Río Yura

La Corporación Minera de Bolivia (Comibol) en cumplimiento al Programa Operativo Anual (POA) de la Dirección de Auditoría Interna para la gestión 2012, realizó el examen de referencia sobre la Auditoría Especial a la Supervisión, Seguimiento y Control del Contrato de Riesgo Compartido Proyecto Hidroeléctrico Río Yura.

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Petróleo & gas

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las compañías que prestan servicios o suministros para la industria de hidrocarburos deben tomar muy en cuenta los factores de competitividad

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Alfredo Renault,superintendente de la Organización Nacional de la Industria del Petróleo en Brasil Foto: Serpetbol

la idea es asegurar el largo plazo

ONIP resalta ‘contenido local’ y fija como meta la competitividad Foto:Franco García S / Reporte Energía

Brasil desarrolló una política de fortalecimiento y de oportunidades a sus compañías nacionales desde los años 70.

Serpetbol es la principal operadora de servicios en el proyecto gasífero de Camisea en el Perú.

Caso de éxito:

Serpetbol, mayor contratista del PROYECTO Camisea Ingresó al proyecto peruano en 2002 con un contrato marginal y hoy cuenta con 1.500 trabajadores.

TEXTO: Cristina chilo

Alfredo Renault puso como ejemplo a Brasil en el desarrollo de una política de fortalecimiento y de oportunidades.

TEXTO: franco garcía S.

El “contenido local” en la industria petrolera no debe ser un fin en sí mismo sino una política complementaria y transitoria que permita a las empresas de servicios y suministros de un país desarrollarse hasta alcanzar la competitividad requerida por el mercado para ser sostenible a largo plazo, aseguró Alfredo Renault, superintendente de la Organización Nacional de la Industria del Petróleo en Brasil (ONIP), con sede en Rio de Janeiro.

El experto puso como ejemplo a Brasil, país que desarrolló una política de fortalecimiento y de oportunidades a sus compañías nacionales desde la primera ronda de concesión de contratos en los años 70, pero que luego fue gradualmente estableciendo parámetros más abiertos para fomentar la competitividad en las mismas.

“Queremos construir una política de contenido local para llegar a una capacidad productiva del país, que sea competi-

tiva y que pueda durar mas allá del tiempo que se tenga la materia prima disponible”, puntualizó.

A su vez, citó las principales acciones desarrolladas para aumentar la participación local con bases competitivas en la industria petrolera de su país.

Entre ellas mencionó a la expansión de la capacidad productiva de los proveedores actuales, mejorar la competitividad del sector denominado “media competitividad”, desarrollar nuevos participantes en la cadena nacional de petróleo y gas, estimular las asociaciones de empresas nacionales con empresas extranjeras con transferencia de tecnología y estimular a empresas extranjeras a establecerse en Brasil.

Enfatizó en los factores de competitividad de las prestadoras de servicios o suministros para la industria, como ser: tecnología, recursos humanos, régimen tributario, financiación, escala y continuidad de las encomiendas, lo que a su vez llevará a contar con precios adecuados, cumplir con los plazos y la calidad solicitada.

La empresa boliviana de servicios petroleros, Serpetbol, tras diez años de haber iniciado la “aventura” de abrirse mercado en la próspera industria petrolera peruana, se constituye hoy en la mayor contratista del proyecto Camisea con un total de 1.500 trabajadores, indicó Gonzalo Montenegro, gerente general de la empresa.

En 2002, la compañía abrió una sucursal en Perú y menos de tres meses logró insertarse en la lista de proveedores del proyecto Camisea, junto con grandes operadores como Techint, Tecna, Graña Montero y otros.

“Aprovechamos la oportunidad de entrar en un pequeño contrato marginal cuando ya estaba casi todo lo grande adjudicado. Se trataba de proveer una cuadrilla de servicios con una mezcladora y una soldadora. Éramos dos personas de oficina y siete de campo”, relató Montenegro, haciendo énfasis de que para ellos ese contrato era “una pequeña llave para entrar a algo más grande”.

Un aspecto determinante en el éxito de esta empresa fue el sistema peruano que facilitó la presentación de garantías de la empresa en el campo financiero. “En Perú por ejemplo, si hubiera un sistema tan rígido como el de acá, nunca hubiéramos podido hacer lo que hemos hecho”, señaló el empresario petrolero.

De acuerdo a su criterio, en la industria petrolera boliviana las empresas de servicio locales, que generalmente son más pequeñas que las compañías internacionales, tienen muchas dificultades a la hora de demostrar garantías en proyectos del rubro.

“Esto se debe a que el sistema financiero no acompaña a las empresas locales, puesto que exigen requisitos difíciles de cumplir, lo que las pone en desventaja con sus pares internacionales”, explicó.

Por otra parte, Montengro se refirió a que diversas compañías de servicios están obligadas a reducir sus costos para poder acceder a contratos de trabajo. “No puede ser que (en nuestro país) algo que vale diez yo me vea obligado a hacerlo en ocho. Toda la cadena desde los operadores, tiene que hacer un esfuerzo para mejorar esto”, remarcó.

En tal sentido, se refirió a la necesidad de que en el sistema boliviano se adopte la figura de contratos IPCM como en la industria minera, en los que una compañía operadora adjudica el manejo de contrato a una empresa internacional pero puede manejar directamente otros servicios, manteniendo una relación directa con los operadores locales.

“Nosotros tenemos un par de contrato de ese estilo en el Perú donde firmamos un contrato con la dueña del proyecto y con la compañía grande que es la vinculadora de todo. Esa es una alternativa de lo que deberíamos evaluar para enriquecer nuestro modo de operar”, concluyó.

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Para octubre de 2013 nuestro compromiso contractual con YPFB es entregar 13 mMmcd de gas. A esto hay que sumar el incremento de condensados de 14 mil bepd a 20.000 BEPD

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Jorge Ciaciarelli, director de la Unidad de Negocios de Repsol en Bolivia

repsol es optimista en resultados de perforación de pozos mgt 5 y 6

Foto: Repsol Bolivia

Con esta ampliación se busca producir 15 millones de metros cúbicos diarios de gas a partir de octubre de 2013, según el compromiso de las empresas socias del bloque Caipipendi con YPFB.

L

a Fase II del Proyecto Margarita - Huacaya ha superado el 30% de avance y contempla la construcción del nuevo módulo de procesamiento en la planta, la perforación de pozos y la construcción de nuevas líneas de recolección, informó Jorge Ciacciarelli, director de la Unidad de Negocios de Repsol en Bolivia.

Una vez concluida la ampliación de la planta, se aumentarán 6 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas natural a los actuales 9, llegando a producir 15 MMmcd.

“Para octubre de 2013 nuestro compromiso contractual con YPFB es entregar 13 MMmcd. A esto hay que sumar el incremento de nuestra producción de condensado, pasando de 14 mil barriles equivalentes de petróleo diarios a 20 mil”, dijo Ciacciarelli.

La Fase II es ejecutada por Técnicas Reunidas, responsable de la construcción del nuevo módulo de procesamiento de gas natural, Iberese Conpropet que está a cargo de las líneas de recolección y Petrex que perfora los pozos Margarita 5 y Margarita 6.

La perforación de los dos nuevos pozos está dentro de los plazos estimados, para lo cual se tienen movilizados alrededor de 200 funcionarios de Repsol y las empresas con-

petróleo & gas apoyan la gira de jóvenes músicos

30% de avance en Fase II de Margarita - huacaya TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

5

Seis adolescentes integrantes de la Orquesta Infantil de San José de Chiquitos, entre el 6 y el 23 de diciembre, participarán de una gira por las ciudades españolas de Madrid, Sevilla y Oviedo, con el apoyo de la Fundación Repsol y en el marco de una actividad organizada por Ayuda en Acción, que tiene el objetivo de difundir el legado de la música barroca chiquitana.

La gira tendrá la dirección orquestal de Inma Shara, madrina del proyecto. El aporte de la Fundación Repsol, que es de aproximadamente $us 33.350, les permitirá realizar los desplazamientos para cumplir con el ciclo de cuatro conciertos.

en tarija llevan Gas a centros infantiles La perforación en el pozo Margarita 6 ya superó los 2.100 metros de profundidad.

tratistas, dijo el ejecutivo.

El pozo Margarita 5 tiene una profundidad estimada de 5.470 metros en la formación Huamampampa y en la actualidad ya se superó los 3.700. A su vez, en el pozo Margarita 6 se espera llegar a los 4.500 metros y ya se pasó los 2.100.

En lo que se refiere a las nuevas líneas de recolección, se considera la construcción de 29.500 metros, de las cuales se concluyó el trabajo de soldadura en 8.100.

Por otro lado respecto al nuevo módulo

de procesamiento de gas natural, se indicó que el trabajo de ingeniería de detalle está próximo al 100% y comenzó la recepción de los primeros equipos y materiales en el predio Margarita para que en las próximas semanas se inicie las obras civiles y de montaje.

Para Ciacciarelli, el potencial de estos pozos es muy alentador en función de los resultados obtenidos en los pozos Margarita X-3 y Margarita 4 que son fundamentalmente productores de gas, pero con un gran aporte de condensado.

Ocho centros de ayuda comunitaria que atienden a menores de 6 años en el marco del Programa de Atención a Niños y Niñas (PAN), contarán en los próximos meses con sistemas de provisión de gas domiciliario, además de equipos y artefactos utilitarios para funcionamiento y provisión de agua caliente para los pequeños.

Esto es posible gracias al convenio que suscribieron la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas) y Repsol Bolivia. Adicionalmente Emtagas dotará al centro de un servidor informático y capacitación al personal en electrofusión y termofusión. Por su parte Repsol realizará un aporte de 338 mil bolivianos.

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petróleo & gas

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EN EL ÁMBITO LOGÍSTICO Los clientes no deben adaptarse a laS herramientas tecnológicas de hoy en día, sino mas bien, nosotros debemos adaptarnos a LO que el cliente NECESITA

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Chirstian Gamarra de la empresa Kuehne Nagel Alemania Foto: Franco García / Reporte Energía

christian gamarra, gerente gral. Kuehne + Nagel

‘se necesita subir el nivel de servicios logísticos’ TEXTO: Lizzett Vargas O.

En el marco de su presentación sobre “Buenas prácticas de servicios y desafíos tecnológicos en el área logística”, el gerente general de Kuehne + Nagel Ltda, Christian Gamarra, señaló que en el país es muy difícil encontrar proveedores confiables que garanticen este tipo de operaciones.

“Una buena gestión de logística con temas tecnológicos y seguridad que brindan sus proveedores, es un eslabón importante dentro del área de suministro en el área petrolera para evitar todo tipo de riesgos”, remarcó.

Según el criterio del experto, la informalidad de los proveedores en Bolivia se convirtió en un desafío para la empresa Kuehne + Nagel.

Sin embargo, la compañía asesoró a tres empresas bolivianas para que sean certificadas por Foreign Corrupt Practice Act (FCPA), normativa estándar en temas logísticos que se aplica con éxito en Latinoamérica.

Para el cumplimiento de la FCPA existen dos acciones básicas, según el experto, referidas en un caso al mantenimiento de los registros de todas las transacciones y, por otra parte, a la instrumentación de controles en el sistema de gestión contable de las empresas. Se incluye la presentación de los documentos originales de facturas y reportes de gastos, con el propósito de detectar maniobras de funcionarios.

En cuanto al rubro petrolero, Gamara anunció que este año se elaboró una norma de seguridad específica para Bolivia con altos estándares. La nueva práctica toma en cuenta los procedimientos de recepción y carguío de puertos de embarque y recepción.

“Enviamos al personal para que cumplan con todos los procedimientos de seguridad, quiere decir a la revisión de carga y todo lo que conlleva a la recepción y despacho de carga en puerto”, explicó.

Actualmente la compañía cuenta con un acuerdo estandarizado con el puerto Arica para recepción de carga petrolera.

Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energía

Advierten que el sector petrolero necesita mayor visibilidad y monitoreo en el ámbito de la logística.

Christian Gamarra, gerente general de Kuehne Nagel

Además, indicó que se cuenta con contenidos mínimos de programas de capacitación a conductores, disposiciones en caso de accidentes de tránsito o hurto, permisos de circulación e identificación, requisitos de seguridad de vehículos de carga, hoja de ruta y planes de emergencia.

“La tecnología aplicada en logística en la mayoría de las compañías del mercado boliviano está en un nivel básico debido a la inmadurez de su mercado.

Hoy día estamos siendo enfáticos con Bolivia para subirlos de nivel mediante el uso del sistema KN Login Shipment”, subrayó.

El sistema KN Login Shipment proporciona una visibilidad integral de los embarques sin importar el modo de transporte, lo que permite que el flujo de la información del transporte sea confiable y transparente.

“Cualquier decisión que tenga que tomar el rubro petrolero tiene que estar basarse en una información concreta. Si no somos capaces de dar una información veraz vamos a tener dificultades”, expresó.

En este sentido, el experto señaló que su objetivo es “dar un empujón” al sector petrolero y de consumos ofreciéndoles visibilidad, monitoreo, manejo de información y colaboración.

“Lo que intentamos es insertar a muchos actores de la cadena de suministro, que hoy día no tienen acceso a ellos. En este caso los agentes aduaneros están definitivamente fuera de todo ámbito.

Dentro de esta lógica lo que se busca es insertarlos a la cadena de suministros para darles visibilidad a nuestros clientes”, manifestó. ▲

Fernando Benalcazar de Equitable Origin disertó sobre los alcances de la certificación EO100.

Fernando Benalcazar, vicepresidente de EO

‘el respeto a los indígenas baja el riesgo en operaciones’ La nueva certificación E0100 en el rubro de hidrocarburos es un sistema socio ambiental disponible actualmente.

TEXTO: Lizzett Vargas o.

Fernando Benalcazar, vicepresidente para América Latina de Equitable Origin (EO), explicó sobre los beneficios que otorga la Certificación EO 100 en el desarrollo de la actividad petrolera, basada en el respeto a los derechos indígenas como principio clave para la mitigación de riesgos en las operaciones.

El experto ecuatoriano, explicó que la E0100 es un sistema socio ambiental de certificación, que está combinado con canjes de certificados y con eco etiquetado. Además cuenta con la participación de grupos de interés más relevantes e importantes para el desarrollo de la actividad petrolera.

Planteó seis principios básicos en los que se basa la nueva certificación que actualmente se aplica en Colombia, Ecuador y Brasil, la cual abarca asuntos gubernamentales, sociales y ambientales relacionados con la producción de petróleo y gas.

Estos principios están relacionados con la gestión corporativa, rendición de cuentas y ética; derechos humanos, impactos sociales y desarrollo comunitario;

condiciones justas de trabajo y laborales; derechos de los pueblos indígenas; cambio climático, biodiversidad y ambiente , además de gestión del ciclo de vida del proyecto.

En este marco, el experto resaltó los derechos de los pueblos indígenas, cuyo reconocimiento fue definido como determinante para el éxito de los proyectos.

“Respetar e integrar las opiniones de las comunidades y más aún de los pueblos tradicionales mitigará los riesgos en las operaciones. Son estos proyectos los que se hacen sin ningún problema, sin paradas de millones de dólares”, dijo.

A su vez recalcó que las empresas que aplican el concepto de respetar y reconocer los derechos ancestrales de un pueblo, obtienen resultados favorables en el normal desarrollo de sus operaciones.

Como ejemplo del derecho de los pueblos indígenas, la certificación señala que las actividades de exploración, producción de petróleo y gas se deben desarrollar de tal manera que reconozcan, respeten y consideren los derechos específicos, las tradiciones y las implicaciones culturales para los pueblos indígenas cuyos territorios o medios de subsistencia podrían verse afectados por el proyecto. ▲

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en un mercado competitivo

RELACIÓN PROVEEDOR / OPERADOR

l mejoramiento y profundización de las relaciones entre las empresas de servicios petroleros y operadoras trae importantes beneficios a corto y largo plazo, que garantizan una optimización en los procesos, productividad y manejo de recursos y costos de los diferentes proyectos del sector de hidrocarburos.

En un análisis de la realidad de la industria petrolera en Perú, Colombia, Ecuador y Bolivia, Eduardo Alba, gerente general de Equipetrol SA Bolivia, señaló que todavía restan tareas pendientes para incrementar la confianza entre proveedoras y operadoras de tal manera que se creen alianzas y sociedades que permitan un trabajo en conjunto, reduciendo costos y mejorando la productividad de los negocios petroleros.

Tal como se observa en otras partes del mundo, Alba explicó que los beneficios

Eduardo Alba, gerente general de Equipetrol S.A. Bolivia.

también incluyen una reducción y simplificación de procesos en la ejecución de proyectos, alcanzando las metas y objetivos trazados con mayor eficiencia y rapidez.

“Las empresas en otros lugares del mundo han tratado de hacer reingeniería de procesos con la finalidad de bajar costos y capitalizar la experiencia de las empresas de servicios, trabajando de manera conjunta”, apuntó.

Según el ejecutivo de Equipetrol, algu-

MANEJO PROVISIÓN

TEXTO: Edén garcía s.

Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energía

Según Eduardo Alba, gerente general de Equipetrol SA Bolivia, se reduce costos y mejora la productividad.

ESTIMULAR OPERACIONES

CAPA DE REALIZAR CAMBIOS

LIDERAR EL NEGOCIO

mejora de relación entre proveedoras y operadoras trae grandes beneficios

E

Petróleo & Gas

Lo que queda es trabajar muchísimo con las empresas petroleras para lograr una mejor relación laboral, principalmente en la forma en que se evalúa a las proveedoras

Eduardo Alba, gerente general de Equipetrol SA en Bolivia

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CONTRACTUAL

APOYO

METAS CONJUNTAS

DIRECCIÓN ESTRATÉGICA Fuente: Eduardo Alba

nos de los problemas que impiden afianzar las relaciones radican en el temor de las operadoras a las restructuraciones y que la presencia de las empresas de servicios revele información confidencial, además de una pérdida del control del proyecto.

“Lo que queda es trabajar muchísimo con las empresas petroleras para lograr una mejor relación laboral, principalmente en la forma en que se evalúa a las proveedoras y cómo se verifica los costos de cada una de las ofertas”, puntualizó.

A su criterio los sistemas de gestión y control operativos en el sector hidrocarburos son cada vez más complejos, con costos elevados que requieren más personas que se encarguen de su manejo, por lo que el trabajo en conjunto puede optimizar los

procesos operativos y de gestión.

La dinámica de las actividades de las proveedoras es intensamente competitiva y el éxito de las mismas, según Alba, depende del desarrollo de una estrategia gerencial que le permita a la empresa brindar servicios en distintos países con los recursos humanos, la tecnología y organización exigida.

Afirmó que al igual que las operadoras, las empresas de servicios también están expuestas a la coyuntura política y económica del país donde se desarrolla actividades.

Asimismo, explicó que los criterios que las operadoras utilizan para seleccionar una proveedora se basa principalmente en el factor precio en relación a la calidad del servicio ofertado. ▲

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Petróleo & GAs Imagen: Ancap

según plan de la estatal petrolera argentina

Hasta el 2015 se espera perforar 300 pozos en ´Vaca Muerta´ El desarrollo de este yacimiento requiere grandes inversiones y hasta la fecha YPF no cuenta con el financiamiento.

TEXTO: Edén garcía s.

Foto: ypf.com

De acuerdo a Fernando Meiter, consultor argentino de hidrocarburos no convencionales, Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) planea perforar hasta el año 2015 alrededor de 300 pozos para desarrollar las reservas de shale gas y shale oil en el yacimiento Vaca Muerta, ubicado en la provincia Neuquén, Argentina.

Asimismo, el plan de la estatal argentina requerirá hasta ese año alrededor de 40 equipos adicionales de perforación para gas y 48 para petróleo.

Meiter puso en duda la viabilidad del plan, ya que hasta la fecha no cuenta con el financiamiento necesario a causa de la reciente nacionalización de las acciones que antes poseía Repsol en la petrolera y que además, las políticas económicas que rigen actualmente en Argentina no favorecen el acercamiento de capitales extranjeros.

El plan estratégico de YPF 2013 – 2017 requiere un financiamiento de $us 37.200 millones para desarrollar principalmente las reservas de Vaca Muerta que según datos de la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) es la tercera más grande del mundo con aproximadamente 770 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas no convencional recuperable.

Hasta la fecha Argentina consiguió tan solo $us 1.500 millones provenientes de instituciones del país vecino.

También se logró anunciar el pasado septiembre un preacuerdo de inversión con la estadounidense Chevron, en base un memorando de entendimiento, que no incluye importantes desembolsos de recursos.

Esta firma de memorando le costó una demanda de Repsol en un tribunal federal de Nueva York, ya que considera que la empresa estadounidense intenta apropiarse “ilícitamente” de los activos de un tercero.

Para Meiter, YPF está manejada por personas que no saben cómo dar rumbo a la empresa y brindar soluciones al creciente déficit energético argentino. “Actualmente, YPF tiene el mismo valor desde hace 20 años cuando se privatizó”, acotó.

El negocio de los hidrocarburos no convencionales depende de variables similares al tradicional, entre ellas, precio, acceso a tecnología, seguridad jurídica, recursos humanos altamente capacitados e impacto ambiental y social.

Este último factor reviste una gran importancia según el consultor, ya que al utilizar bastante agua, arena y explosivos para las perforaciones se considera normalmente que tienen un gran impacto ambiental en las comunidades adyacentes.

Sin embargo, aseguró que la tecnología permitió la creación de diferentes métodos que evitan perjuicios al entorno donde se desarrollan las actividades de perforación.

“Es importantísimo para las compañías entender en qué comunidades trabajan para establecer buenas relaciones e informar sobre alcances de los impactos”, puntualizó. ▲

Según Meiter el valor de YPF ha caído y no cuenta con un rumbo para afrontar el gran desafío de Vaca Muerta.

Las áreas de exploración concedidas a empresas internacionales en Uruguay.

según GERARDO TRIUNFO

Uruguay apunta a diversificar su consumo energético La empresa estatal Ancap adjudicó diversas áreas para la exploración en hidrocarburos en tierra y mar.

TEXTO: cristina chilo

El país de 3,3 millones de habitantes, sin reservas de petróleo y gas pero con una fuerte orientación a captar la inversión extranjera, apunta a diversificar su abastecimiento energético con exploración onshore y offshore, ampliando su capacidad regasificadora y redoblando su apuesta por la producción de etanol y biodiésel, indicó Gerardo Triunfo, vicepresidente de la empresa de Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland de Uruguay (Ancap).

En esta línea destacó el proyecto de exploración offshore Ronda II que permitió la concesión de distintas áreas exploratorias a BG, BP, Total y Tulow Oil. “Estas empresas a riesgo de ellos, van a invertir $us 1.560 millones en los próximos 3 años en sísmica 3D, 2D y post exploratorio”, explicó el ejecutivo.

Otro proyecto estrella del Uruguay es la construcción de una planta regasificadora con capacidad para procesar 10 millones de metros cúbicos de gas por día. El proyecto está en plena licitación y en febrero próximo se sabrá cuál es

la compañía que realizará la obra que estará a dos kilómetros de la costa uruguaya.

Otros de los objetivos de Ancap es asociarse a otros países productores de petróleo para iniciar una producción en conjunto. “En Venezuela desde hace bastante tiempo, estamos viendo si podemos invertir en algún yacimiento para producir, al igual que en Angola y en varios países”, dijo.

Triunfo también destacó los esfuerzos para la producción de etanol a partir de la caña de azúcar y el aprovechamiento del bagazo resultante del proceso para la generación eléctrica y la elaboración de un tipo de alimento para animales.

Estos objetivos responden a la estrategia del país que al 2030 busca diversificar la oferta y consumo energético con una fuerte participación estatal donde la Ancap tiene gran relevancia.

También es parte importante en esta estrategia país, la promoción de la eficiencia energética a través del uso de paneles solares y molinos eólicos para usos específicos y el cambio de lámparas para un consumo más eficiente de la electricidad, entre otros proyectos. ▲

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Luis Cézar Quintans, abogado experto en regulación petrolera

TEXTO: cristina chilo

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l marco regulatorio en el Brasil cambió a partir del 2010 para explotar las nuevas reservas offshore de petróleo en el Presal, indicó el abogado Luis Cezar Quintans que aclaró que desde la época del monopolio petrolero en Brasil (1953 en adelante) las leyes fueron flexibilizando la participación de empresas estatales y privadas a través de concesiones.

No obstante, en 2010 surgen dos nuevos esquemas en las operaciones: la transferencia de concesiones, en exclusiva para Petrobras, y la de “Partilha da Produção” o producción compartida (PSA), que se reserva el Polígono “Picanha Azul” (aguas profundas y ultraprofundas en el área particular) y las áreas estratégicas aún no definidas, con 30% para Petrobras, dejando a las demás empresas simplemente como inversionistas PSA. Según el experto, este nuevo marco legal promueve y fortalece Petrobras, puesto que convierte a las empresas operadoras en meros inversores y centraliza los proveedores de servicios en un comprador.

En este escenario, “probablemente Petrobras no tendrá respiro financiero

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petróleo & gas

petrobras sin ‘respiro financiero’ para administrar proyectos

El marco LEGAL DEl Presal Da PRIORIDAD al Estado Para Luis Cézar Quintans, la presencia de múltiples operadores ofrece un entorno con más inversiones en capital así como la producción y el desarrollo con menores costos del Presal. para administrar todos los proyectos que requieren más tiempo para su gestión”, indicó Quintans y añadió que la última subasta de las áreas off shore se llevó a cabo en 2007 y que las operadoras internacionales, a pesar del crecimiento en el sector servicios petroleros internacionales comienzan a asignar sus recursos a otros países.

Quintans indicó que la presencia de múltiples operadores ofrece un entorno con más inversiones en capital así como la producción y el desarrollo con menores costos.

“Un solo operador dejaría de explorar algunas áreas que otros estarían interesados. Por lo tanto, un entorno con múltiples operadores proporcionaría un mejor aprovechamiento de pre-sal”, sostuvo. ▲

Foto: Franco García / Reporte Energía

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Un solo operador dejaría de explorar algunas áreas. Por lo tanto, un entorno con múltiples operadores daría un mejor aprovechamiento del pre-sal

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Luiz Cézar Quintans realizó un análisis del marco regulatorio de la explotación del Presal.

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La idea es buscar la forma cómo podemos disminuir los impactos en el medio ambiente y, al mismo tiempo, tener los beneficios de niveles de producción en yacimientos de shale gas

Se requiere de una gran logística para la producción del gas de esquisto.

para yacimientos de shale gas

aplicación de mejor tecnología en perforación reduce impactos El desarrollo de hidrocarburos no convencionales requiere inmensas cantidades de recursos, entre ellos agua.

TEXTO: edén García S.

Utilizar tecnología moderna para la perforación y terminación de pozos productores de shale gas posibilita la reducción de impactos en el medio ambiente, según David W. Sobernheim, gerente de Mercadeo y Comunicaciones de Recursos No Convencionales de Schlumberger.

También mejora el desempeño de los pozos y la eficiencia de la perforación en los yacimientos no convencionales, reduciendo la logística y riesgos de seguridad.

“La idea es buscar la forma cómo podemos disminuir los impactos y, al mismo tiempo, tener los beneficios de niveles de producción”, afirmó.

Tomando en cuenta que para la perforación de pozos en yacimientos no convencionales se requiere bastante agua, Sobernheim resaltó la importancia

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David W. Sobernheim, gerente de Mercadeo y Comunicaciones de Recursos No Convencionales de Schlumberger Foto: cbc.ca

Petróleo & gas

del manejo responsable del recurso, en base a la reducción, reutilización y reciclaje de este recurso.

Indicó que para la limpieza del agua antes se utilizaba químicos fuertes que dañaban el medio ambiente, pero que actualmente en su empresa se ha optado por nuevas tecnologías y métodos de desinfección no tóxicos como el sistema Miox que proporciona oxidantes a partir de la sal (NaCI).

Además señaló que Schlumberger utiliza la tecnología Open Frac como fluido de fracturamiento en sus operaciones, que cumple con normativas ambiental.

Otro aspecto destacado por el ejecutivo de Schlumberger sobre el rol de las nuevas tecnologías en las operaciones en yacimientos no convencionales, es la posibilidad de mejorar los niveles de producción hasta un 20% de incremento promedio superior cuando se utiliza la técnica del fracturamiento con canales de flujo. ▲

presentan nuevos sistemas de control

innovación perfecciona EL monitoreo de ductos La empresa de servicios Prosertec desarrolla hace 10 años soluciones para prevenir roturas y fugas en caños.

TEXTO: cristina chilo

Con más de diez años de experiencia en la industria energética nacional, la empresa Prosertec desarrolla ideas innovadoras para el monitoreo y control de ductos en toda la red de distribución del país, indicó su gerente de Construcciones, Servicios Eléctricos, de Automatización y Control, Nelson Yañez.

Estos sistemas de monitoreo y control permiten garantizar el transporte de los hidrocarburos a través de ductos que recorren de una región a otra, en diferentes geografías y sobreexpuestos a incidentes provocados por la naturaleza que pueden ocasionar costos de toda índole para el medio ambiente, la economía y el prestigio de la empresa.

En respuesta a estos problemas, Prosertec desarrolló algunos sistemas basados en regular la presión, la temperatura y el caudal de los ductos, que determinan el perfil de presión de la línea para que se pueda determinar si existen cambios que son anormales en el comportamiento de la línea, indicó Yañez.

Algunas técnicas empleadas incluyen determinar las pendientes o las tasas de cambios de los ductos para poderlos comparar con tendencias normales que puedan definir si existe una rotura de ductos.

Lo mismo se efectúa para determinar el perfil de temperatura de la línea y definir aquellos cambios que son

Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energía

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Nelson Yañez, ejecutivo de Prosertec

ajenos a las operaciones normales del ducto, al igual que el caudal máximo en la estación de salida y de recepción.

Los riesgos principales que tienen los ductos son las rupturas y las fugas, para lo cual se instalan medidores a lo largo de la línea para ubicarlas.

Esta actividad de control se realiza mediante sensores de presión, de temperatura, de contacto de la línea, válvulas de bloqueo, control local para labores de mantenimiento, medidores de flujo y comunicación.

En este marco, el uso de nuevas tecnologías aplicadas a nuevas soluciones ha mejorado los sistemas de monitoreo y control.

Algunas de estas nuevas tecnologías están relacionadas con la alimentación de energía autónoma, que ahora reemplaza el uso de paneles solares que eran a su vez frecuentemente hurtados, por sistemas de termogeneradores y microturbinas que se alimentan del propio gas del ducto, explicó Yañez.

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petróleo & gas

uno de los retos del GCC fue seleccionar la ruta más adecuada para el tendido de ductos principalmente en la zona de El Sillar, que tiene gran inestabilidad geológica

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Foto: IPE Bolivia

Miguel Ferrufino, gerente general de IPE Bolivia

Para la construcción del GCC se negoció con 6000 propietarios de terrenos la compra de derecho de vía.

75 mm horas/hombre sin accidentes fatales

INGENIERÍA DEL GCC, un reto técnico y ambiental exitoso El gasoducto de 16 pulgadas abastece de gas a todo el occidente del país y atraviesa tres zonas geográficas diferentes.

TEXTO: Cristina chilo

La construcción del Gasoducto Carrasco – Cochabamba (GCC), concluido el presente año significó un reto técnico ambiental porque era el único proyecto factible para garantizar el aprovisionamiento de gas natural al occidente del país de manera continua, dijo Miguel Ferrufino, gerente general de IPE Bolivia, empresa encargada del diseño de la ingeniería de este gasoducto de 251,59 kilómetros de longitud.

Explicó que el GCC atraviesa tres zonas diferentes que significaron un desafío técnico para su construcción. El tramo I tiene 110 kilómetros que parten de la localidad de Carrasco y llegan a Villa Tunari, cruzando tres ríos de gran tamaño, 12 ríos medianos a grandes y más de 50 quebradas menores.

A su vez el tramo II recorre la zona de El Sillar y es considerado un tramo geológicamente inestable con recurrentes problemas en la carretera y en cualquier tipo de construcción.

Del mismo modo el tramo III llega a una

elevación de 3800 metros sobre el nivel del mar y desciende al altiplano, además de cruzar por pendientes muy pronunciadas.

Según Ferrufino uno de los retos más importantes del GCC fue seleccionar la ruta más adecuada para el tendido de ductos principalmente en la denominada zona de El Sillar, que se caracteriza por su gran inestabilidad geológica.

En total el proyecto requirió atravesar por 297 ríos, quebradas y carreteras.

En 49 ríos se requirió un diseño especial, 22 cruces con puente aéreo ( de 60 a 150 metros) en la zona del Sillar, 24 cruces ríos zanja abierta, 7 cruces con perforación dirigida y un cruce adosado en el puente Chimoré.

En materia de seguridad, el GCC es catalogado como una obra exitosa con 7.5 millones de horas hombres trabajadas y cero accidentes fatales.

El gasoducto es de 16 pulgadas de diámetro y la inversión en su construcción fue de $us 146 millones, es decir $us 36 la pulgada/ metro, precio inferior a los actuales que oscilan en los $us 60 la pulgada/metro en Bolivia y mucho más en el exterior, según Ferrufino.

según la Experiencia de sinopec

satélites optimizan precisión del trazado sísmico en montañas La compañía china habló sobre los retos en la exploración sísmica en las zonas montañosas y sus principales técnicas.

TEXTO: Lizzett Vargas o.

La complejidad de la geología en zonas montañosas obstaculiza el diseño del trazado sísmico, por lo que el uso de imágenes satelitales logra una alta precisión en la operación y una ubicación adecuada para evitar la distribución de la energía no homogénea, afirmó Zhoun Tong, gerente general de Sinopec en Bolivia.

El alto ejecutivo de la empresa china, disertó sobre las buenas prácticas de servicios y desafíos tecnológicos de operaciones en montaña y su experiencia desde hace más de 40 años en este tipo de superficies.

Al respecto comentó que las zonas montañosas presentan dificultades de investigación cerca de la superficie debido a la complejidad, además de graves problemas de estática causada por el gran relieve topográfico y variaciones de la superficie bajo litología.

En este sentido, destacó la aplicación de la geometría de optimización de datos sísmicos basado en imágenes de satélite.

“Es difícil diseñar el trazado sísmico en esta circunstancia, los mapas por satélites se utilizan para conseguir una razonable fuente o receptor de despliegue conjunto a través del área obstáculos a fin de obtener una eficiente y alta en la operación.

A la par de esta técnica se desarrollaron también la investigación integrada cerca de la superficie, emisión y grabación en carbonato, supresión del ruido, corrección estática y proyección de imagen.

Las tres primeras técnicas ofrecen solu-

ción a problemas de adquisición en el área de superficie compleja, mientras que las otras resuelven las dificultades de imagen causada por la superficie y condiciones del subsuelo, explicó el experto.

La experiencia de Sinopec en zona montañosa y pie de monte se remota a 1970.

Tong explicó que la geología estructural de las montañas dentro de los bloques de exploración es complicada. En este sentido, la exploración en las zonas montañosas trae muchas dificultades sísmicas, acotó.

Para Tong este tipo de geología son parte de los retos y dificultades de la exploración sísmica en las zonas montañosas de los bloques de la compañía. Además añadió que China se caracteriza por ser un país montañoso, puesto que este tipo de topografía cubre el 69% de su superficie.

“Con los años de experiencia en exploración sísmica en las zonas montañosas, una serie de técnicas que van desde la adquisición hasta el procesamiento se ha desarrollado y desempeñado un papel importante en la industria petrolera y descubrimientos de gas de Sinopec”, resaltó el gerente general de la compañía de servicios. ▲ Foto: Franco García / Reporte Energía

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Zhou Tong, gerente general de Sinopec en Bolivia.

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petróleo & gas

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el éxito logrado en el Perú solo fue posible porque se tiene un sistema financiero flexible que nos permitió ofrecer garantías sólidas en los proyectos en los que participamos

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Gonzalo Montenegro, gerente general de Serpetbol

piden contratación directa en proyectos

IV FIGAS aboga por acceso al crédito para empresas de servicios petroleros Se demanda la flexibilización del marco regulatorio bancario y financiero para posibilitar cumplimiento de garantías.

TEXTO: franco garcía S.

U

na de las principales conclusiones del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) 2012 señala que debe mejorarse el acceso al crédito para empresas bolivianas de servicios petroleros, a través de la flexibilización del marco regulatorio bancario y financiero, lo cual permitirá la contratación directa, con el consiguiente beneficio que ello implica.

Esta situación hace referencia a que en la actualidad las compañías bolivianas poseen experiencia, tecnología y conocimientos especializados que le dan el suficiente aval para competir en los procesos de licitación de proyectos en la industria petrolera.

Sin embargo, debido a que el acceso a recursos económicos del sistema financiero nacional es complicado, no pueden acreditar las garantías que se exigen, lo que coarta su participación y deben conformarse con desarrollar actividades como sub contratistas.

En este tema se mencionó que en Bolivia se cuenta con parámetros muy duros de otorgación de garantías porque “se tiene que afianzar con el 100 por ciento del dinero en efectivo o en una y media veces en activos reales”.

“No es muy lógico que el sistema financiero y el Gobierno en general mas allá de promover y aportar para que se pueda crecer en forma mesurada tienda a extrangular porque no hay forma de desarrollarse si no es acompañado del sistema financiero, que

le permita cumplir con los requisitos”, afirmó Gonzalo Montenegro, gerente general de Serpetbol, compañía boliviana que presta servicios hace varios años en el proyecto Camisea en Perú.

Remarcó que el éxito logrado por Serpetbol en el Perú, al ser la contratista con mayor cantidad de empleados y adjudicarse varias obras, solo fue posible porque se en ese país se cuenta con un sistema financiero flexible que le permite ofrecer garantías sólidas en los proyectos en los que participa.

En esa línea, Eduardo Alba, gerente general de Equipetrol SA, explicó que las operaciones de las empresas de servicios petrolera en la región son bastante complejas, porque deben evidenciar no solo re-

Foto oficial en la que aparecen la mayoría de los panelistas que disertaron en la cuarta versión del Foro Internacional del Gas y Energía rea

cursos económicos, sino también equipos cercanos a los lugares donde se postulan para trabajar, por lo que el riesgo financiero es alto.

A su vez, en el Foro se enfatizó que los servicios y suministros se constituyen en un eslabón fundamental dentro de la cadena de hidrocarburos a nivel nacional, por

protagonistas opinan sobre la realidad del negocio Eduardo Alba, gerente general de Equipetrol SA

Gonzalo Montenegro, gerente general de Serpetbol

“actitud ante el riesgo financiero”

“exigen garantías inalcanzables”

Los servicios petroleros son altamente competitivos en la región. Este negocio es cíclico y dinámico porque se demanda tremenda flexibilidad de los que se arriesgan a operar en esta parte del mundo. Es importante la estrategia comercial y la actitud ante el riesgo financiero.

Las operadoras requieren que se tengan equipos y recursos en el país. No se puede ganar licitación sin ello. Se depende la capacidad operativa y logística.

Muchas veces se presentan exigencias de garantías para las empresas locales y pequeñas que son inalcanzables.

En Perú hicimos un plan mesurado y con credibilidad demostrando que reinvirtiendo nuestros logros, demostrando la solidez y con transparencia del manejo se podía ser tomado en cuenta. Todo esto no fue posible sin un sistema financiero que lo permita en Perú. Aquí no se viabiliza, más bien se restringe.

lo que debe aprovecharse la experiencia de empresas internacionales de servicios en otros países para optimizar resultados, transferir tecnología y sobre todo capacitar profesionales, técnicos y mano de obra en general boliviana.

A su vez los casos de éxito de empresas de servicios bolivianas fuera de Bolivia,” nos demuestran que los profesionales y empresas bolivianas son capaces de competir en igualdad de condiciones en el extranjero y con empresas internacionales de talla mundial con óptimos resultados”.

Por otro lado, entre las conclusiones de FIGAS 2012 se valora las iniciativas ambientales y de relacionamiento comunitario de las empresas y se destaca la relevancia de iniciativas innovadoras como el Sistema de Certificación EO presentado en el foro, como una herramienta que contribuye a minimizar el riesgo social operativo y a mantener la licencia social de operar.

En un aspecto general, se manifestó que el desafío para la industria del gas y petróleo en Bolivia “es grande” y dependerá de la implementación de una adecuada y transparente política energética y de la colaboración de todos actores involucrados, a nivel del Gobierno Central, Gobiernos

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Se valora las iniciativas ambientales y de relacionamiento comunitario de las empresas y se destaca la relevancia de iniciativas innovadoras como el Sistema de Certificación EO

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Foto: xxxx

Conclusiones FIGAS 2012

alizado en Tarija, del 28 al 30 de noviembre. En el tercer día del encuentro energético se los reconoció y distinguió por su aporte al evento.

Departamentales y Municipales, así como empresas y profesionales en general, en generar sinergia para traducir este trabajo en desarrollo para el país.

“Bolivia atraviesa un periodo postnacionalización, comenzando a encarar proyectos de industrialización, pero en el cual no se puede descuidar el área de la ex-

ploración donde las empresas de servicios desempeñan un rol preponderante. Únicamente una campaña exploratoria agresiva permitirá cumplir los compromisos de abastecimiento y provisión internacionales, del mercado interno y de los proyectos de industrialización antes mencionados”, es otra de las conclusiones del Foro.

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petróleo & gas

Conclusiones FIGAS 2012 1.- Los servicios y suministros se constituyen en un eslabón fundamental dentro de la cadena hidrocarburífera nacional.

2.- Bolivia atraviesa un periodo postnacionalización, comenzando a encarar proyectos de industrialización, pero en el cual no se puede descuidar el área de la exploración donde las empresas de servicios desempeñan un rol preponderante. Únicamente una campaña exploratoria agresiva permitirá cumplir los compromisos de abastecimiento y provisión internacionales, del mercado interno y de los proyectos de industrialización antes mencionados.

3.- La experiencia de empresas internacionales de servicios en otros países, se constituye en una ayuda valiosa para optimizar resultados, transferir tecnología y sobre todo capacitar profesionales, técnicos y mano de obra en general boliviana.

4.- Casos de éxito de empresas de servicios bolivianas, nos demuestran que los profesionales y empresas bolivianas son capaces de competir en igualdad de condiciones en el extranjero y con empresas internacionales de talla mundial con óptimos resultados.

5.- Debe mejorarse el acceso al crédito para empresas bolivianas, a través de una flexibilización del marco regulatorio bancario y financiero, lo cual permitirá la contratación directa de estas empresas, con el consiguiente beneficio que ello implica.

6.- Persiste el desfase normativo, producto de la promulgación de la Constitución Política del Estado con posterioridad a

la Ley de Hidrocarburos vigente. Alinear los principios y preceptos mediante una nueva Ley de Hidrocarburos, con los lineamientos constitucionales resulta de trascendental importancia. La promulgación de una nueva Ley de Inversiones también se constituye en una sentida necesidad para brindar seguridad jurídica a la inversión nacional y extranjera, la misma que debería contener incentivos y asegurar estabilidad normativa.

Asimismo se sugiere una mejor y mayor coordinación entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Dirección General de Sustancias Controladas, para dar celeridad a los trámites en los que intervienen ambas entidades y evitar de esta manera perjuicios y demoras para las empresas.

7.- El desafío para la industria del gas y petróleo en Bolivia es grande, dependerá de la implementación de una adecuada y transparente política energética y de la colaboración de todos actores involucrados, a nivel de Gobierno Central, Gobiernos Departamentales y Municipales, así como empresas y profesionales en general, en generar sinergia para traducir este trabajo en desarrollo para el país.

8.- Se valora las iniciativas ambientales y de relacionamiento comunitario de las empresas y se destaca la relevancia de iniciativas innovadoras como el Sistema de Certificación EO presentado en el foro, como una herramienta que contribuye a minimizar el riesgo social operativo y a mantener la licencia social de operar.

total propició participación de estudiantes en el foro Con el objetivo de incentivar el desempeño académico de la juventud del país, Total E&P Bolivie financió la participación en la cuarta versión del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) 2012 de cerca de 50 estudiantes provenientes de las universidades Domingo Savio y Juan Misael Saracho de Tarija, quienes se destacaron en sus respectivas carreras universitarias.

Al evento energético asistieron alumnos de las carreras de Ingeniería Ambiental, Ingeniería petrolera e Ingeniería Química, quienes también tuvieron la oportunidad de visitar la Expo FIGAS don-

de observaron los principales proyectos del sector hidrocarburos y energía, además de programas de responsabilidad social de las compañías operadoras.

La modalidad de elección de los estudiantes fue mediante una Beca a la Excelencia Universitaria auspiciada por Total E&P Bolivie.

Los beneficiarios pudieron participar activamente del Foro, recibir todos los materiales y realizaron contacto directo con los panelistas expertos nacionales e internacionales, así como la oportunidad de ampliar sus conocimientos en temas específicos y afines a sus carreras.

Iver Von Borries, asesor técnico del FIGAS, fue el encargado de leer las conclusiones del Foro que emergieron de la plenaria.

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gráficas figas 2012

Una orquesta sinfónica loca brindó el marco musical a la velada de inauguración deleitando a los asistentes.

El presidente del Concejo Municipal de Tarija, Rodrigo Paz Pereira, dio la bienvenida al edificio edil y a la ciudad a los partici

El Foro incluyó tres días de intensa actividad académica, muestra tecnológica, innovación e interrelación entre actores de la industria energética durante FIGAS 2012.

Los coffe break fueron el espacio ideal para la charla informal y el networking con ejecutivos de diferentes compañías.

El stand de Repsol Bolivia fue uno de los más destacados en la Expo FIGAS. Se hizo énfasis en el valor de los recursos humanos.

Claudia Cronembold, gerente general de Transierra SA, dio a conocer a ilustres visitantes los beneficios que deja para el país el transporte de hidrocarburos mediante el Gasyrg. Fue uno de los espacios más visitados.

El equipo de Reporte Energía y BZ Group que organizó el cuarto Foro Internacional del Gas y Energía en Tarija.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó en Expo FIGAS una maqueta que detalla el funcionamiento del sistema B-Sisa.

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Fotos: Franco García S./ Reporte Energía

gráficas figas 2012

El premio al mejor stand recayó en la ANH por la creatividad en la presentación de la maqueta del sistema B-Sisa.

Ejecutivos de las principales compañías operadoras y de servicios del país aprovecharon el almuerzo para degustar deliciosos platillos de la gastronomía local y para intercambiar criterios sobre la situación de la industria petrolera.

ipantes, junto al ejecutivo seccional de la provincia Cercado, Alfonso Lema.

Repsol Bolivia obtuvo el segundo lugar como mejor stand por el concepto del valor humano en la actividad petrolera.

Una nutrida delegación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos participó activamente durante la cita energética.

Lauren Montenegro de Reporte Energía entregó la primera mención a Rodolfo de Mayo de Serpetrol.

Gonzalo Montenegro (izq) y Rodrigo Paz Pereira (der), dos grandes amigos, se reencontraron en la Noche Chapaca.

La familia petrolera estrechó lazos de amistad con el sabor del mejor vino local en el marco de la Noche Chapaca.

Campos de Solana y Casa Real auspiciaron la Noche Chapaca y fueron la bodega oficial del evento.

De izq. a der. Zhou Tong, Claudia Fernández y Wu Qianwen, principales ejecutivos de Sinopec Bolivia.

La confraternización entre asistentes, panelistas nacionales e internacionales, dio el marco de cordialidad y distensión al Foro.

Dave Sobernheim, experto en shale gas de Schlumberger en EEUU fue distinguido como huésped ilustre de Tarija.

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petróleo & gas experto de la universidad de berlín

Conversiones a gnv

Contrato EPCM una opción para la industria gasífera Incluyen ingeniería, adquisición y gestión de la construcción.

Nacieron en la minería pero ahora están en la energética.

Foto: Franco García / Reporte Energía

Fuente: Secretaría de Hidrocarburos, Minería y Energía del Gobierno Departamental de Tarija

Entre 2009 y 2012

13.500 vehículos convertidos a GNV en tarija Se prevé que hasta el 2016 el consumo de gas por la demanda de los automotores aumente entre 12 y 14 MMpcd.

Carlos Pelaez, especialista en regulación hidrocarburífera.

TEXTO: cristina chilo

Definir la estrategia contractual en un proyecto hidrocarburífero es clave, y frente a esto el modelo de contrato EPCM va adquiriendo mayor fuerza en la industria de energía e hidrocarburos porque ofrece mayores ventajas frente al EPC, indicó el experto y PhD en regulación hidrocarburífera, Carlos Peláez.

Pelaez indicó que en toda Sudamérica los contratos más comunes en la industria energética son los EPC, cuyas siglas significan contrato de ingeniería, adquisición y construcción.

El EPC es un contrato que nace y se desarrolla en el mercado anglosajón, hace más de 30 años y que con la liberalización de los mercados e internacionalización de proyectos, ganó gran importancia.

Sin embargo, una alternativa son los contratos EPCM, de ingeniería, adquisición y gestión de la construcción, modelo que nace en el área minera pero que en los últimos años ha comenzado a ser considerado para proyectos de energía e hidrocarburos debido a que presenta va-

rias fortalezas y ventajas respectos al EPC, dijo Peláez.

“Generalmente el EPCM es más caro y el riesgo en mayor medida se queda con el propietario, pero permite tener un mayor control e influencia del propietario sobre el proyecto. En el EPC se entrega la mayor parte del riesgo a la empresa contratista que hace el diseño de ingeniería y la hora de adquisiciones es como un representante del propietario”, dijo Peláez.

Otras ventajas es que con el EPCM se tiene una ingeniería de detalles más aplicada al proyecto gracias a un trabajo en conjunto, puesto que existe mayor flexibilidad a través de órdenes de cambio, mayor eficiencia de costos y flexibilidad financiera porque los que deciden son los dueños y por ende a la larga existe reducción en los costos.

No obstante, recalcó que para que ambos modelos de contratos funcionen es necesario tener un marco jurídico claro que permita su cumplimiento” “Un contrato debe realizarse tomando en cuenta desde las normas supranacionales, las del sistema jurídico nacional, las leyes sectoriales, normas regulatorias, normas administrativas y una estructura institucional”, indicó Peláez.

TEXTO: Edén garcía s.

Desde que en Tarija se inició el programa de conversión de los vehículos a gas natural vehicular (GNV) en el año 2009 hasta septiembre de esta gestión, se ha convertido un total de 13.560 unidades del transporte público, de acuerdo a datos presentados por Jaime Claure, asesor de la Secretaría de Hidrocarburos, Minería y Energía del Gobierno Departamental de Tarija.

La provincia Cercado, donde se encuentra la ciudad capital del departamento, cuenta con la mayor cantidad de vehículos convertidos con más de 10 mil unidades. El resto se encuentran en las ciudades de Yacuiba, Villamontes y Bermejo.

Claure señaló que el GNV se posicionó como el combustible más utilizado en vehículos livianos en Tarija, debido a su bajo costo comparado con los combustibles líquidos y el ahorro que representa para el país su subvención.

“Tenemos la oportunidad para convertir un importante parque de vehículos dedicados al transporte masivo de pasajeros de corta, media y larga distancia”, afirmó el asesor.

En el caso de la conversión a GNV de los vehículos con motores a diésel, Claure indicó que representa un gran reto por la alta inversión que requiere, además que actualmente la ley fija un costo máximo del equipo de $us

700, pero las conversiones de los sistemas a diésel superan con amplitud este monto.

Como meta hasta el 2016 el Gobierno Departamental prevé convertir alrededor de 36.000 vehículos livianos a GNV, lo que incrementará en aproximadamente 12 a 14 millones de pies cúbicos día (MMpcd) de gas el consumo de Tarija.

También se tiene un proyecto de carga recíproca de vehículos a GNV entre Bolivia y Argentina que fue presentado a las autoridades competentes del sector energético, quienes analizan su viabilidad e implementación.

Actualmente, apuntó que los vehículos provenientes de Argentina por motivos turísticos no tienen la autorización para cargar gas en Bolivia y lo mismo sucede cuando alguna movilidad viaja al país vecino.

Según Claure, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía considera necesario que este proyecto se aplique no solamente en el sur, sino en todas las zonas limítrofes del país.

Además, indicó que en las naciones que conforman el Mercado Común del Sur (Mercosur), bloque al que Bolivia pretende ingresar como miembro pleno, ya cuentan con este convenio.

Otro proyecto mencionado por Claure es la implementación de estaciones de servicio de GNV en carreteras, en el marco del plan Corredor Azul que impulsa YPFB, el cual se encuentra paralizado en Tarija por la falta de obtención del derecho propietario donde se instalarán los surtidores. ▲

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Petróleo & gas

Foto: Franco García / Reporte Energía

El sector de empresarios privados de Tarija instó al Gobierno Nacional a aplicar una política clara de hidrocarburos, que permita el desarrollo sostenible de la industria hidrocarburífera desde esta región, considerada la mayor productora de este recurso en el país.

Al respecto Álvaro Baldivieso, presidente de la Federación de Empresarios Privados de Tarija, expuso una propuesta para el crecimiento industrial de su departamento.

Para ello considera importante la adecuación de la Ley 3058 (2005) a la nueva Constitución Política CPE (2009), además de mayor inversión en la exploración y sísmica en hidrocarburos, operación que desde hace una década no se realiza en la región, recordó.

Los proyectos de construcción de la Planta Separadora de Líquidos del Gran Chaco y de la Planta de Etileno - Polietileno en el Chaco son considerados como esperanzadores para el sector de empresarios privados de esta región, los que serán la base para creación de otras industrias, como la del plástico, apuntó.

Otro aspecto importante para impulsar la industrialización es la ampliación de ductos, señaló Baldiviezo.

Foto: img.directindustry

Empresarios tarijeños piden industrIalización del gas

Sistema de estaciones de mando Serie ConSig 8040, uno de los productos ofertados por Nakase.

Álvaro Baldivieso, presidente de la Federación de Empresarios Privados de Tarija.

Actualmente está trabajando para producir 64 millones de pies cúbicos hasta el 2014, con lo que se podrá generar nuevos emprendimientos industriales cuyo principal insumo será el gas, dijo.

Entre otras acciones para impulsar el crecimiento en esta área, anunció la implementación de parques industriales en Tarija.

ofertan productos de protección antiexplosiva Con una trayectoria de más de 20 años ofreciendo servicios y tecnología para la industria latinoamericana, la empresa Nakase presenta al sector petrolero una amplia gama de insumos de protección contra explosiones de la reconocida marca alemana Stahl, según Demetrio Stanczyk, encargado de la Unidad de Negocios para Oil & Gas de esta compañía.

Los productos de Stahl abarcan dispositivos de conexión, pulsadores y lámparas,

sistemas de mando y completos todos ellos antiexplosivos.

Para Stanczyk las nuevas tecnologías y productos de Nakase optimizan los procesos y gestiones para que la industria petrolera pueda desenvolverse con éxito y seguridad. Aparte de Stahl, la empresa argentina es representante de otras cinco marcas alemanas. “Nakase es un eslabón en toda la cadena de proceso desarrollo de las grandes inversiones”, puntualizó.

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petróleo & gas

La Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz (Utepsa) tiene a disposición de los estudiantes de la carrera de Administración Petrolera un laboratorio donde se realizan diferentes prácticas relacionadas con la perforación de pozos.

De acuerdo a Siriam Arce, directora de la carrera de Administración Petrolera, el laboratorio permite que los estudiantes aprendan acerca de la preparación de lodos, lechada de cemento que se utiliza para la cementación de pozos petroleros y la destilación del petróleo.

“Tenemos varias herramientas que se utilizan en la perforación petrolera, lo que permite llevar a la realidad al estudiante en cuanto a los trabajos realizados en el rubro”, afirmó Arce.

Asimismo, señaló que el laboratorio se lo emplea como aula didáctica, lo que permite que los docentes puedan impartir sus clases en el ambiente adecuado para dicha actividad.

Este espacio académico, que fue inaugurado el mes pasado, se hizo realidad gracias a las donaciones de las empresas del sector de hidrocarburos como Tuboscope, San Antonio Internacional, Grupo Larcos y Halliburton, además del aporte significativo de la universidad.

Carlos Vidal, gerente general de Geosystems, demostró la aplicación de la tecnología de información geográfica para optimizar el trabajo y la toma de decisiones en operaciones petroleras y de ingeniería.

Geosystems es una empresa especializada en desarrollar soluciones basadas en Sistemas de Información Geográfica (SIG), imágenes procedentes de percepción remota, sistemas de posicionamiento global (GPS), topografía y otras tecnologías complementarias.

El alto ejecutivo de la empresa, explicó la aplicación de este sistema y su experiencia en grandes proyectos como la construcción del tramo I del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC).

Para el desarrollo del trabajo se descargó en el sistema la información geofísica del proyecto, además de la ubicación de los puntos de control y tareas geofísicas como los cruces de río, detalló Vidal.

Entre las ventajas del SIG, se indicó que la información puede ser descargada en un dispositivo y llevada al campo. “Este aspecto es importante porque permite la toma de decisiones en base a estos datos”, apuntó.

En caso de presentarse una anomalía

Los estudiantes tendrán la oportunidad de conocer las herramientas utilizadas en perforación.

Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energía

sig facilita toma de decisiones en tareas sobre hidrocarburos

En la inauguración del laboratorio petrolero estuvieron presentes las autoridades de la Utepsa.

Foto: Franco García / Reporte Energía

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

Foto: Carrera de Administración Petrolera de la Utepsa

Inauguraron laboratorio petrolero en la Utepsa

Carlos Vidal, gerente general de Geosystems

durante la inspección de campo, el sistema permite subir la información o fotografías desde cualquier lugar con acceso a internet, la cual puede ser visualizada en línea desde las oficinas centrales del proyecto.

“El objetivo de este servicio es utilizar la tecnología en operaciones petroleras e ingenierías complejas y mejorar el flujo de trabajo”, destacó Vidal.

“

Geosystems es una empresa que desarrolla soluciones basadas en Sistemas de Información Geográfica, imágenes procedentes de percepción remota, sistemas de posicionamiento global, topografía y otras

“

Mediante una dramatización, Gary Medrano, director nacional de la ANH explicó el proyecto B - Sisa

ANH ratifica que desde enero de 2013 instalarán control vehicular Los equipos técnicos que permitirán implementar el proyecto Sistema Boliviano de Autoidentificación y Control de Combustibles (B-Sisa), llegarán hasta fin de año y se prevé el inicio de la instalación de los dispositivos en los vehículos desde el primero de enero del 2013, ratificó el director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Gary Medrano.

El organismo regulador del sector hidrocarburos participó con un stand en la

Expo FIGAS 2012, donde explicó el “salto tecnológico” que inició hace un año y que tiene como fin luchar de manera efectiva contra el contrabando de combustibles.

Medrano dijo que el objetivo de participar en el Foro fue socializar los diferentes proyectos que permiten actualmente desarrollar de mejor manera su rol fiscalizador en el sector hidrocarburos, mediante el uso de software y tecnología, aplicándola de manera creativa.

1 al 15 de Diciembre | 2012

19

Petróleo & GAS

Y

PFB Corporación y todas sus subsidiarias convocaron a cerca de 700 representantes de empresas que buscan formar parte de la lista de proveedores de servicios de la estatal petrolera.

En el evento denominado: “Encuentro con Proveedores”, Carlos Villegas presidente ejecutivo de Yacimientos informó que anualmente destina un promedio de $us 2.000 millones para la compra de bienes y servicios a empresarios bolivianos.

Asimismo, destacó que YPFB Corporación y sus empresas subsidiarias: YPFB Andina, YPFB Chaco, YPFB Transporte, YPFB Refinación, YPFB Aviación, YPFB Logística y YPFB Petroandina, requieren de forma permanente bienes y servicios, en el marco de sus planes anuales de compras.

Estas solicitudes de la estatal petrolera se darán a conocer en detalle en la primera Feria a la Inversa que se organizará en febrero próximo y que pretende instaurarse como un evento anual, con carácter itinerante por los departamentos del país.

Villegas reconoció que a pesar de los ingentes recursos de inversión que se están realizando no se ha tenido una respuesta y un acompañamiento de la empresa boliviana.

Por su parte, Luis Ferndo Vincenti, presidente de YPFB Transporte indicó que el evento tiene una importancia real porque permitirá estandarizar los procedimientos para la licitación y adjudicación de servicios y bienes en todas las empresas de la

Primer Encuentro:

YPFB busca renovar su cartera de proveedores La estatal petrolera busca estandarizar los procesos de adquisición de bienes y servicios de todas las empresas subsidiarias, además de incorporar a pequeñas y medianas empresas Foto: Cristina Chilo

TEXTO: cristina chilo

La estatal petrolera busca estandarizar los procesos de adquisición de bienes y servicios

corporación, además de crear una base de proveedores común para todas las compañías de YPFB. Vincenti, indicó que sólo YPFB Transporte tiene proyectado un presupuesto de inversión que supera los $us 150 millones.

De igual forma, Carlos Sánchez, gerente general de YPFB Chaco sostuvo que se permitirá incorporar a la lista de proveedores de bienes y servicios a empresas pequeñas y medianas que tienen capacidad de atender requerimientos de la industria petrolera, pero que hasta ahora no han te-

Parotani. Edén garcía s.

El proyecto de Expansión Gasoducto al Altiplano Fase 3C (GAA 3C) que incrementará el envío de gas natural a los departamentos de Oruro y La Paz de 54,3 millones de pies cúbicos día (MMpcd) a 68,5 MMpcd cuenta con un avance del 58%.

Se trata de dos nuevos loops (lazos), uno de 15 kilómetros (km) que está ubicado entre Villa Remedios y Senkata, en el departamento de La Paz y que entró en operación desde julio de este año. El otro lazo de 36 km, situado entre Parotani y Pongo, se concluirá en los primeros meses de 2013, según la Gerencia de Operaciones

YPFB Transporte.

En una visita realizada al tramo de 36 km, conjuntamente con personal de YPFB Transporte, se verificó el avance de los trabajos de tendido, alineado y soldadura de ductos que está a cargo de la empresa IST. El costo de este lazo alcanza los $us 20,7 millones.

Mientras que el tramo que ya está en operación fue construido por Servipetrol con un costo de $us 9,2 millones.

“Vamos a aumentar los volúmenes de entrega de gas a La Paz, a Oruro y también a ciudades intermedias, que tienen todo el derecho a recibir facilidades para su desarrollo y el bienestar de la gente”, apuntó Fernando Vincenti, Presidente de YPFB Transporte.

Foto: Edén García / Reporte Energía

Dos nuevos loops amplían oferta del GAA

nido muchas oportunidades para ingresar a este sector.

El encuentro de proveedores de servicios e insumos se realizó en instalaciones del Salón Chuiquitano de la Fexpocruz en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, donde asistieron los oferentes.

La inversión de esta fase alcanza los $us 30 millones.

En Cochabamba, el ducto cruza por los municipios de Sipe Sipe, Tapacarí y Arque y en La Paz, por Achocalla, Viacha y Calamarca. El incremento en el envío de gas natural al Altiplano cubrirá la demanda de las redes de gas domiciliario, la conversión de motorizados a gas natural vehicular (GNV) y la

generación termoeléctrica.

El GAA es el principal ducto que transporta gas natural hacia el Altiplano, particularmente a los departamentos de Oruro y La Paz. Fue construido en la década del 80 y desde entonces ha sufrido varias adecuaciones para incrementar su capacidad.

20

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“

empresa

fue un muy buen año porque se operó una planta y se ganó un par de obras. Además Tenemos mucho trabajo como LAE de Energía en Bolivia y proyectos en puertas que cotizamos

“

Nancy Franco Sadud, gerente general de LAE de Energía SA

Nancy Franco sadud, gerente general de lae de energía SA

‘grandes expectativas en el mercado de operaciones y servicios de bolivia’ Foto: LAE de Energía SA

Esta compañía que lleva un año en Bolivia, está a cargo de las operaciones y mantenimiento de las instalaciones del campo Mamoré de la empresa Repsol Bolivia. También realizará obras menores de construcción para YPFB Transporte.

TEXTO: franco garcía s.

“

Llegamos al país hace un año y medio, pero venimos de un grupo con una experiencia en el rubro de hidrocarburos de más de 50 años”, señala Nancy Franco Sadud, gerente general de LAE de Energía SA. Esta compañía está a cargo de la planta Mamoré, de Repsol Bolivia, realizando la operación y mantenimiento completo de sus instalaciones. Asimismo, se adjudicó la ejecución de obras menores de construcción para YPFB Transporte SA.

¿De qué manera se interrelaciona LAE de Energía con las otras empresas del holding al que pertenecen?

La forma de trabajo de este grupo es así. Cada país tiene su propia estructura local con su gerencia general, sub gerencia y cada uno depende de un directorio, de la matriz.

El directorio, conjuntamente los gerentes generales, es el que celebra reuniones semestrales, una al inicio de cada año y otra

“

Queremos proveer equipos de 500 HP hasta 3000 HP. Si es necesario también los company man.

En Ecuador hemos incusionado en la dotación de torres de perforación y esperamos concretar esto en el país

“

Trabajadores de LAE de Energía SA ejecutan trabajos en la planta Mamoré, operada por Repsol Bolivia.

al fin del primer semestre.

Todos los países de este hemisferio estamos viviendo la misma realidad, puesto que compartimos experiencia, nos colaboramos, apoyamos debilidades de otras empresas y en base a eso hacemos la planificación y nos volvemos a reunir para ver que se cumplió.

Aparte de ello, se tiene un acuerdo suscrito con un grupo empresarial hindú que tiene las torres de perforación. En eso estamos queriendo incursionar en Bolivia con la provisión de equipos de 500 HP hasta 3000 HP. Si es necesario también se proveerá a los company man. En Ecuador ya hemos provisto las torres de perforación y esperamos concretar esto en Bolivia. ¿Cuál es su percepción sobre el desarrollo y las perspectivas de la industria de los hidrocarburos en Bolivia?

Consideramos que se vienen años muy buenos en el tema de hidrocarburos, puesto que habrá bastante trabajo para nosotros y las empresas de servicios en general. Hay que tomar en cuenta que se construirá la planta Gran Chaco, Río Grande, Urea y Amoniaco, etileno polietileno y la segunda fase de Margarita.

Mínimo son dos o tres años de mucho trabajo en los que las empresas de servicio tendrán la oportunidad de trabajar y de po-

Foto: Franco García S / Reporte Energía

¿Cuál es el área de acción de LAE de Energía SA en Bolivia?

El fuerte de la empresa es operación y mantenimiento de plantas de petróleo, gas y ductos, es decir, todo lo que es referido a hidrocarburos.

Hacemos la operación integral y el mantenimiento eléctrico o mecánico con las cuadrillas; o sea, nos adaptamos a las necesidades de cada uno de los clientes y también contamos con un departamento dentro de la empresa, que está a cargo de las obras en sí, civiles, mecánicas y eléctricas.

Del mismo modo hacemos ingeniería, puesto que tenemos el apoyo de un grupo de profesionales tanto acá en Bolivia como en el exterior, que provienen de las otras empresas que conforman el grupo Latinoamericana de Energía.

Nancy Franco Sadud, gerente general y Osvaldo Rubén Leibovich, gerente de operaciones, de LAE de Energía SA.

der colaborar en diferentes proyectos de hidrocarburos. ¿Cuál el balance del 2012?

Ha sido un muy buen año porque se pudo operar una planta y ganar un par de obras. Tenemos una gestión de mucho trabajo como LAE de Energía en Bolivia y varios proyectos en puertas que estamos cotizando. Para el 2013 muchas plantas licitarán sus obras, por lo que considero que será bueno para todas las empresas.

“

El fuerte de la empresa lae de energía es operación y mantenimiento de plantas de petróleo, gas y ductos, Hacemos la operación integral y el mantenimiento eléctrico o mecánico con las cuadrillas

“

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“

Todas las normas de seguridad son de cumplimiento voluntario, pero es necesario contar con leyes que contemplen medidas mínimas de seguridad en las empresas

“

Juan Pablo Ayala, gerente de Marketing de 3M Bolivia

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empresa Foto: Cristina Chilo / Reporte Energía

Foro de Seguridad y Salud Ocupacional 3M

Bolivia requiere de leyes para MEJORar la seguridaD La industria petrolera es la más segura pero urge masificar estos estándares a sectores como minería y construcción.

EXPERTOS

TEXTO: cristina chilo

S

e necesita leyes nacionales que fomenten la seguridad industrial y la salud ocupacional en todas las empresas del país, manifestaron los expertos que participaron en el segundo Foro Internacional de Seguridad y Salud Ocupacional para la industria Oil & Gas, organizado por la proveedora de soluciones para la industria 3M. Al respecto, Juan Pablo Ayala, gerente de Marketing de 3M Bolivia, dijo que es necesario que la información sobre seguridad industrial llegue de manera rápida a países como Bolivia, donde las tasas de siniestros en las empresas de distintos rubros son muy altas.

Ayala especificó que uno de los sectores que mayor avances tiene en sistemas de seguridad y salud ocupacional es el Oil & Gas, que hace 12 años de la mano de compañías internacionales incorporó estos conceptos a sus actividades. En el caso de la industria minera, el desempeño en seguridad está dividido: por un lado, las grandes operadoras mineras cumplen con modernos y estrictos

El II Foro Internacional de Seguridad y Salud Ocupacional para la industria Oil & Gas fue catalogado como exitoso.

Felipe Chinchon / Chile

Pablo Caballero / Bolivia

Claudia Villavicencio / México

Evitar la sordera profesional

Protección respiratoria

Protección de manos

El programa de conservación auditiva previene la sordera profesional, que es una enfermedad que causa incapacidad. El tema debe abordarse de manera integral.

Se debe hacer la medición del ruido de los equipos, después seleccionar los elementos de protección adecuados, capacitar al trabajador y verificar que este use correctamente los equipos, esto complementado con controles médicos anuales.

A partir de una exposición de 8 horas a 85 decibeles se puede contraer sordera.

En nuestro medio hay gente que se muere de enfermedades respiratorias adquiridas en el trabajo y hay que parar eso ya.

Esto se ve de manera crítica en el sector minero, pero los riesgos respiratorios están en todas las industrias. Esto se puede prevenir con el uso de respiradores que mientras se los usen correctamente y tengan sus filtros en buen estado pueden ser 100 por ciento seguros.

A nivel internacional se ha lanzado el primer guante de nitrilo biodegradable en el mundo, que en pruebas de laboratorio tiende a degradarse en un periodo de 2 a 5 años contrariamente a otros guantes que tardan décadas o cientos de años en degradarse. Es un guante desechable con un espesor de 4 mm ideal para ser usado en trabajos de laboratorio donde se requiere de mucha sensibilidad y resistencia a químicos. Estos guantes serán distribuidos por 3M en Bolivia.

estándares de seguridad a diferencia de los pequeños operadores y cooperativistas que tienen grandes falencias.

“En Bolivia el sector de la construcción tiene los estándares más bajos de seguridad

y los índices más altos de mortalidad”, dijo Ayala. Estos resultados contribuyen a que Bolivia registre la tasa más alta de caídas de alturas de Sudamérica, hecho que debe revertirse.

“Todas las normas de seguridad son de cumplimiento voluntario, pero es necesario contar con leyes que contemplen medidas mínimas de seguridad en las empresas”, remarcó.

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ESTADíSTICAS ESTADÍSTICAS

Fecha

Cushing, OK WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

Nov 06, 2012 Nov 07, 2012 Nov 08, 2012 Nov 09, 2012 Nov 12, 2012 Nov 13, 2012 Nov 14, 2012 Nov 15, 2012 Nov 16, 2012 Nov 19, 2012 Nov 20, 2012 Nov 21, 2012 Nov 23, 2012 Nov 26, 2012 Nov 27, 2012 Nov 28, 2012 Nov 29, 2012 Nov 30, 2012

MINERíA

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

88,62 84,5 85,07 86,08 85,56 85,38 86,32 85,45 86,62 89,05 86,46 87,08 87,01 87,28 86,81 86,1 87,64 88,54

109,27 108,21 107,23 108,61 110,23 108,82 109,66 110,07 106,81 110,06 110,01 110,81 110,14 110,18 109,33 108,26 110,47 110,84

Fuente: www.eia.gov

HIDROCARBUROS

PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (NOVIEMBRE 2012) DIAS

ESTANO $us/L.F.

PLOMO $us/L.F.

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

BISMUTO $us/L.F.

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

1 2 5 6 7 8 9 12 13 14 15 16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30

9.2737 9.2057 9.1490 9.4098 9.3327 9.3191 9.1739 9.2850 9.2419 9.3327 9.2556 9.2986 9.3304 9.4914 9.3553 9.3213 9.3395 9.4347 9.5844 9.6343 9.7999 9.8860

0.9627 0.9739 0.9507 0.9838 0.9988 0.9988 0.9884 0.9886 0.9811 0.9922 0.9920 0.9884 0.9861 0.9916 0.9736 0.9823 0.9834 0.9979 0.9970 0.9920 1.0154 1.0224

0.8369 0.8394 0.8226 0.8353 0.8482 0.8564 0.8432 0.8494 0.8582 0.8714 0.8648 0.8596 0.8580 0.8630 0.8591 0.8607 0.8686 0.8922 0.8940 0.8872 0.9097 0.9197

3.5428 3.5221 9.10 12300.00 142.24 3.4489 3.4747 3.4718 8.90 12300.00 142.24 3.4496 3.4201 8.80 12200.00 142.24 3.4591 3.4500 3.4630 8.70 12200.00 142.24 3.4496 3.4348 8.60 12200.00 142.24 3.4791 3.5063 3.4945 8.40 12200.00 142.24 3.4997 3.4815 8.40 12100.00 142.24 3.5244 3.5360 3.5013 8.40 12100.00 142.24 3.5605 3.6054 8.40 12100.00 142.24

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

32.6600 31.9200 30.9100 31.4000 32.1400 31.7000 32.1600 32.6300 32.5800 32.4800 32.5700 32.2700 32.6700 33.1900 33.0100 33.2900 33.4100 34.0800 34.0500 33.8500 33.7600 34.2800

1723.25 1708.25 1679.00 1691.75 1730.50 1715.00 1732.75 1735.75 1724.75 1724.50 1723.50 1710.00 1723.25 1734.00 1726.75 1729.75 1734.75 1747.25 1747.25 1741.00 1724.50 1728.25

08 : prom. (ene - jul) - (*) Antimonio en T.M.F. Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LME

Día Ene 1 832.8 2 914.6 3 1,060.6 4 1,093.4 5 1,093.3 6 1,060.8 7 965.2 8 954.4 9 1,067.6 10 1,039.5 11 1,025.1 12 1,011.2 13 1,031.6 14 994.8 15 950.2 16 1,071.9 17 1,098.1 18 1,055.0 19 1,100.0 20 1,080.5 21 1,005.1 22 905.7 23 960.4 24 1,054.4 25 1,006.4 26 1,052.5 27 1,063.8 28 1,009.9 29 940.7 30 1,055.8 31 1,084.5 Max. 1,100.0

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Diciembre 2011 - Noviembre 2012)

Feb 1,045.2 1,046.2 1,069.1 979.0 949.3 1,082.8 1,103.5 1,113.5 1,039.7 992.6 973.4 928.1 1,004.1 1,091.9 1,062.8 1,062.4 1,013.8 877.6 858.2 885.7 847.7 978.7 1,033.0 1,051.5 977.0 936.8 1,036.5 1,056.3 1,063.6

1,113.5

Mar 1,042.6 1,058.0 1,022.0 946.5 1,087.7 1,086.6 1,078.6 1,073.8 1,085.7 1,026.1 956.4 1,069.7 1,034.2 1,058.1 1,079.2 1,086.8 1,026.4 978.6 1,057.5 1,114.2 1,107.0 1,119.7 1,048.2 1,012.9 972.3 1,090.1 1,038.0 1,057.9 1,064.0 1,088.9 1,022.9 1,119.7

Abr 968.5 1,093.6 1,107.3 1,102.9 1,049.5 916.5 971.1 931.7 1,085.7 1,075.6 1,112.3 1,112.3 1,094.6 1,038.6 893.5 1,082.4 1,115.2 1,118.2 1,117.4 1,112.0 992.0 957.9 1,073.9 1,102.5 1,049.9 1,043.6 1,030.1 967.5 847.1 985.2

1,118.2

May 871.9 1,011.6 1,040.9 1,096.4 1,008.3 944.1 1,058.7 1,072.3 1,077.3 1,081.8 1,099.2 957.8 908.5 1,016.1 1,039.7 1,056.6 1,076.7 1,045.6 978.2 934.9 1,048.5 1,070.6 1,068.2 1,054.5 1,043.1 977.3 907.2 1,063.5 1,095.7 1,089.6 1,058.5 1,099.2

Jun 1,023.8 971.8 920.6 993.5 1,016.1 1,004.5 905.3 981.0 927.8 872.8 991.4 1,029.5 1,040.3 1,056.3 1,082.5 991.9 935.9 1,045.0 1,044.4 1,028.4 962.0 1,029.0 962.6 908.7 1,036.5 1,063.3 1,068.3 1,080.8 1,075.4 986.1

1,082.5

Jul 921.0 1,059.6 1,041.6 1,062.9 1,024.0 1,032.5 959.9 895.1 1,024.6 1,055.5 1,038.1 1,042.7 1,040.4 954.5 887.8 990.3 1,043.1 1,056.0 1,060.8 1,063.1 998.1 947.1 1,067.8 1,105.7 1,014.4 1,096.3 1,059.4 988.8 936.1 1,046.9 1,072.7 1,105.7

Ago 1,052.4 1,082.1 1,078.9 996.9 930.9 892.3 1,075.4 1,095.5 1,076.6 1,081.7 1,026.5 997.0 1,084.0 1,100.0 1,108.0 1,113.4 1,089.2 1,046.2 944.2 1,042.8 1,084.5 1,129.9 1,123.6 1,056.1 977.0 905.5 1,037.7 1,064.2 1,070.6 1,098.1 1,093.8 1,129.9

Sep 1,017.1 974.9 1,116.3 1,138.1 1,148.7 1,143.3 1,118.0 1,071.3 1,002.1 1,098.8 1,122.1 1,145.4 1,128.1 1,101.1 1,048.8 1,005.0 1,141.1 1,144.9 1,041.5 1,076.3 1,072.5 1,000.9 978.8 1,062.8 1,091.8 1,066.2 1,087.1 1,103.8 1,061.3 1,007.4

1,148.7

Oct 1,122.1 1,088.2 1,061.3 1,088.4 1,101.3 1,026.1 1,006.2 1,116.8 1,145.0 1,060.8 1,071.9 1,090.7 1,051.1 1,007.2 1,144.6 1,152.6 1,145.1 1,149.5 1,121.4 1,035.3 975.4 1,104.8 1,080.6 1,103.1 1,146.6 1,146.5 1,084.8 1,036.7 1,132.0 1,152.2 1,124.7 1,152.6

Nov 1,087.5 885.3 986.4 984.2 1,108.1 1,083.2 1,083.8 1,126.1 1,131.5 1,039.8 1,001.7 1,097.3 1,115.5 1,125.2 1,153.5 1,152.0 1,075.0 988.0 1,140.4 1,048.9 920.2 1,103.4 1,065.8 1,002.3 976.9 1,130.3 1,133.2 1,145.5 1,093.8 1,107.6

1,153.5

Dic(al 9) 1,072.3 1,012.0 1,140.2 1,154.6 1,163.8 1,135.0 1,128.7 979.9 964.1

1,163.8

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 - (Diciembre 2011-Noviembre 2012)

Ene CRE - Santa Cruz 413.8 ELECTROPAZ - La Paz 255.3 ELFEC - Cochabamba 164.1 ELFEC - Chimoré 9.2 ELFEO - Oruro 49.2 ELFEO - Catavi 16.0 CESSA - Sucre 37.6 SEPSA - Potosí 39.5 SEPSA - Punutuma 6.3 SEPSA - Atocha 10.1 SEPSA - Don Diego 5.5 ENDE - Varios (2) 15.3 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 54.0 Otros - C. No Regulados 15.1 Varios (1) 2.0 TOTAL COINCIDENTAL 1,045.2

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (NOVIEMBRE 2012)

Feb 399.7 261.0 166.9 9.5 50.5 17.6 39.0 39.7 6.4 10.6 5.8 16.0 53.9 14.8 2.1 1,059.2

Mar 408.0 265.5 165.0 9.5 51.9 19.2 39.1 41.1 6.6 11.0 6.3 16.0 52.2 14.8 2.2 1,065.7

Abr 405.4 267.5 169.2 9.4 53.5 16.8 39.0 40.7 7.1 11.2 6.1 15.7 49.3 12.9 2.4 1,062.6

May 376.9 270.9 170.8 9.2 52.8 18.3 38.4 41.1 7.4 11.8 6.2 15.7 49.1 14.8 2.4 1,045.9

Jun 368.9 274.0 171.4 9.1 49.7 18.8 37.9 41.6 8.0 12.1 6.2 14.7 48.4 15.0 2.5 1,027.9

Jul 367.1 274.0 172.3 9.3 53.3 19.1 39.0 42.4 8.1 11.6 6.1 15.0 51.6 14.9 2.5 1,052.5

Ago 392.5 271.8 174.2 9.8 53.0 18.8 39.5 42.8 7.8 11.5 6.2 17.2 50.6 14.9 2.5 1,078.4

Sep 424.3 268.5 177.1 10.3 51.3 19.4 39.4 41.6 7.3 11.0 6.2 18.5 47.9 14.8 2.5 1,103.1

Oct 446.0 267.6 178.9 10.7 52.7 22.2 39.4 40.8 7.3 11.0 6.0 19.2 47.7 14.6 2.5 1,098.5

Nov 433.7 266.1 175.9 10.2 53.5 19.6 39.6 41.0 6.6 10.9 6.1 18.9 46.9 14.6 2.4 1,101.5

Dic(al 9) 437.7 264.7 176.0 9.8 51.8 15.5 38.6 40.5 6.2 10.5 5.7 17.1 49.7 14.3 2.1 1,108.0

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad 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 - (Diciembre 2011 - Noviembre 2012)

CRE - Santa Cruz ELECTROPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - Varios (2) SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA

AGENDA ENERGéTICA 2013

DEL 15 AL 17 DE ENERO | ABU DHABI - EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

IV Encuentro Mundial Energía y Medio Ambiente

Es la plataforma mundial de soluciones sostenibles para el futuro de la energía y constituye un caso ideal para la creación de redes líderes de la industria, inversores, científicos, especialistas, políticos e investigadores .

Contacto: www.worldfutureenergysummit.com/en/home.aspx

6 y 8 dE febrero| barcelona - España

6th Annual Pipeline Integrity Management En la conferencia se abordará aspectos relacionados con la regulación, últimas tecnologías y estándares que impactan la industria de los gasoductos y oleoductos, además de estrategias y herramientas que garantizan la integridad de los mismos.

Contacto: organiza Fleming Europe - oilgas.flemingeurope.com

Fuente: London Metal Exchange - MB

Ene 210.5 122.0 80.4 4.0 25.6 6.7 18.8 22.2 3.0 5.4 2.3 7.5 36.3 9.4 0.6 554.8

Feb 187.8 116.2 75.9 3.7 23.6 6.4 17.2 20.2 2.6 4.8 2.2 6.7 26.6 8.5 0.6 503.0

Mar 211.1 127.7 83.1 4.0 26.3 8.1 19.8 23.1 3.3 5.8 2.6 7.6 32.1 9.1 0.7 564.3

Abr 198.0 122.4 80.0 3.9 25.4 7.4 18.2 21.9 3.3 5.6 2.5 7.3 30.8 7.2 0.7 534.5

May 187.6 129.6 83.7 3.9 25.1 9.4 19.1 23.3 3.3 6.0 2.4 6.9 32.3 8.2 0.8 541.6

Jun 171.7 126.7 82.1 3.7 23.1 9.4 15.8 23.0 3.3 6.0 2.3 6.5 24.9 7.6 0.8 506.9

Jul 175.6 131.9 85.9 3.8 25.9 10.0 20.0 23.8 3.8 6.1 2.8 6.4 32.5 9.0 0.8 538.3

Ago 196.0 130.7 86.6 4.1 25.3 10.0 20.3 23.2 3.7 6.0 2.5 7.7 32.5 9.1 0.8 558.6

Sep 210.5 126.7 85.7 4.4 23.0 9.6 19.4 22.8 3.2 6.0 2.3 8.7 30.4 8.7 0.8 562.1

Oct 228.9 132.0 91.5 4.7 25.6 9.9 20.3 23.6 3.4 6.0 2.4 9.4 27.4 8.9 0.7 594.6

Nov 216.3 125.1 86.6 4.4 25.3 8.4 19.8 21.8 3.0 5.6 2.4 8.9 30.2 8.3 0.7 566.6

Dic(al 9) 66.6 37.9 25.9 1.3 8.0 2.0 5.5 6.8 0.9 1.7 0.8 2.6 9.5 2.1 0.2 171.8

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad 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).

DEL 5 AL 8 DE FEBRERO | hOUSTON - EEUU

27 y 28 DE febrero | Buenos aires, ARGENTINA

Ofrece un mercado para la compra, venta y comercialización de petróleo y gas y las perspectivas de las propiedades de la producción a través de módulos de exhibición. Reúne las perspectivas y las propiedades de la producción (de los EEUU y en todo el mundo). Contacto: www.napeexpo.com

Reunirá a operadores y a órganos reguladores de las ocho mejores perspectivas emergentes en shale gas y petróleo en países sudamericanos como Colombia, Argentina, Perú, Brasil, Ecuador, Chile, Uruguay y Paraguay.

7 y 8 DE febrero | Nueva Delhi - India

25 al 27 de Marzo | Rio de Janeiro - Brasil

NAPE Expo 2013 Houston

Cumbre de Líderes Mundiales de Energía 2013

Un encuentro para discutir los desafíos para satisfacer la demanda de energía, de una manera socialmente equitativa y ambientalmente sensible, con los ministros y líderes de la energía de todo el mundo.

Contacto: organiza el Consejo Mundial de Energía www.worldenergy.org

Emerging shale basins in South America 2013

Contacto: www.conferensum.com

VII Foro Latinoamericano de Carbono 2013 El Foro promueve la discusión e intercambio de experiencias entre los participantes de los últimos desarrollos en esquemas de comercio de emisiones de carbono.

Contacto: organiza OLADE - www.olade.org

Fuente: CNDC

con el auspicio de:

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD