Reporte Energía Edición Nº 42 by Branko Zabala

Foto:Gobierno Departamental

+verde

”humedales del norte” estÁ lista para ser declarada nueva área protegida El área de 500 mil hectáreas está ubicada en la parte baja de la cuenca del Río Grande y Piraí, donde se P.62-63

forman cuerpos de agua como la Laguna Pistola y España.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Distribución Gratuita Nº 42 16 al 30 de Septiembre 2010 Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Fotos: Reporte Energía

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | SEPTIEMBRE 2010

Foto: Franco García /Reporte energía

DESTACADO

petróleo & gas

evaluaron SUELO DE SARARENDA X-1 PARA DESCARTAR CONTAMINACIÓN Se extrajo porciones de suelo en 10 puntos en un área de unos 30 km2 aledaña al pozo SRR X-1, que actualmente es destinada al almacenamiento de tuberías a utiliP. 40-41 zarse en la planchada.

especial bicentenario cruceño

p. 44-51

minería y gas proyectan un 40% más de ingresos para santa cruz al 2025 Según una proyección realizada por la Dirección de Minas e Hidrocarburos del Gobierno Departamental de Santa Cruz, la región recibirá en los próximos 15 años un total de Bs 20.8 mil millones por explotación del Mutún y por ingresos de la actual producción hidrocarburífera. Identifican ejes de desarrollo.

ctualmente las inversiones públicas programadas por la Gobernación cruceña dependen en un 85 por ciento de los recursos provenientes de las regalías hidrocarburíferas, IEHD e IDH. El ministro del sector, Fernando Vincenti, afirma que la actividad gasífera

crecerá en la región, mientras que Cainco plantea desarrollar proyectos energéticos. Por otro lado, la explotación del cerro Mutún, tanto en el área de contrato como la que aún resta por licitarse, otorgarán al departamento hasta el 2025 un total de 11.7 mil millones de bolivianos.

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Foto: Ibmetro

P. 20-21

Foto: Reporte Energía

P. 34-35

Consumo de diésel se incrementó 8 % en la gestión 2010

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Foto: Eduardo Zabala

Repsol explica sobre estándares medioambientales en Margarita

P. 26-28

Foto: Eduardo Zabala

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P. 10

Refinería de Santa Cruz ampliará su capacidad Ibmetro medirá composición y volúmenes del gas natural

Gobernación cruceña fiscalizará producción hidrocarburífera el 2011

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

difundirán tecnologías para energía solar

una mirada energética al bicentenario

La Organización No Gubernamental (ONG) Energética y Windkraft Simonsfeld AG, con apoyo de la Agencia Austriaca de Desarrollo (ADA), realizarán nueve talleres a nivel nacional desde el 30 de septiembre hasta el 29 de octubre próximo para exponer el estado, posibilidades de aplicación y mecanismos de acceso a la tecnología termosolar en el país. El proyecto “El Sol”, busca mejorar la tecnología termosolar, apoyar a las microempresas que producen estos sistemas y desarrollar un modelo de financiamiento que permita la obtención de crédito por parte de los usuarios. En Bolivia, la demanda de agua caliente es cubierta utilizando energía eléctrica o gas natural para su calentamiento. ▲

Informe completo de las auditorías petroleras Con el apoyo del Observatorio Boliviano de Recursos Naturales, el Centro de Estudios y apoyo al Desarrollo Local (Ceadl) y Hora 25, se presentó el libro “Informe completo de las Auditorías Petroleras”, escrito por Enrique Mariaca Bilbao”. La obra es una recopilación de documentos oficiales. El contenido devela “el discrecional manejo” de la industria hidrocarburífera del país, por parte de las empresas transnacionales desde 1995 hasta 2005. El libro se basa en tres informes presentados el 2007 al ministro de Hidrocarburos y Energía, Carlos Villegas, por Enrique Mariaca Bilbao, los que fueron ordenados cronológicamente. ▲

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

Santa Cruz se suma a otras importantes regiones del Hemisferio Sur que en 2010 celebran el Bicentenario de sus gestas libertarias desde 1810. Lo hace con marcada esperanza en el futuro y la convicción de que su aporte al desarrollo del país ha sido fundamental en estos 185 años de vida del país, pero particularmente en las últimas cinco décadas. No olvidemos que la historia del petróleo en Bolivia comienza a escribir sus primeras páginas con los trabajos exploratorios de de fines del siglo XIX en las proximidades de Camirí. Tampoco olvidemos que un grupo de destacados cruceños, a la cabeza de Dionisio Foianini, funda un 21 de diciembre de 1936 la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Esa contribución de Santa Cruz al desarrollo energético del país sería fundamental durante gran parte del siglo pasado. El auge del petróleo convertiría a Camiri en la “Capital Petrolera de Bolivia” y Sararenda le daría la autosuficiencia que llevaría al país a ser exportador. Hoy Bolivia no exporta petróleo, pero si gas natural, dadas sus reservas,

asignándole a Santa Cruz un papel fundamental, no solo en su procesamiento, sino como punto de partida para su exportación al mercado brasileño a través del Gasoducto Bolivia – Brasil, el mayor de Sud América. Su importancia estratégica la ha convertido en sede de las principales operadoras petroleras del país, con inversiones en exploración y producción que la colocan junto a Tarija, Chuquisaca y Cochabamba como puntales de la producción hidrocarburífera del país. Nuevos proyectos y emprendimientos, particularmente privados, ratifican la confianza de quienes invierten en Santa Cruz. La producción de electricidad a partir del bagazo de la caña de azúcar, como la de biocombustibles, aunque en fase inicial, son pruebas palpables de que las energías alternativas también se abren paso ante la demanda. Hablar de energía en Santa Cruz, es hablar de esfuerzos regionales como la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), una entidad que ha logrado posicionarse como un modelo de eficiencia en prestación de servicios. Proyectos

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como Rositas, que no sólo involucran generación hidroeléctrica, sino riegos y agua para consumo humano, redactan una agenda que va a cambiar el escenario energético del país. La minería, una actividad tradicionalmente anclada en occidente, tiene en el Mutún un símbolo emblemático, que aún no despega por errores administrativos y una mala elección del socio estratégico. La declinación de la concesión aurífera Don Mario dará paso a la explotación del cobre, empleando nuevas tecnologías. La prosperidad en la explotación de piedras preciosas y semipreciosas en La Gaiba, son muestra palpable de una variada riqueza minera que paulatinamente engrana con nuevos descubrimientos, particularmente en la el área chiquitana. El eje de desarrollo del Sud Este será una realidad con la petroquímica, una iniciativa que involucra a estatales y privadas para la industrialización del gas. Sin embargo, más allá de los discursos y las buenas intenciones, Santa Cruz necesita políticas más agresivas para enfrentar sus desafíos. ▲

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PETRÓLEO & GAS

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La empresa se está reestructurando un poquito, por lo que se está trabajando en la transferencia de algunos campos menores

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Luis García Sánchez, presidente de Repsol Bolivia

Foto: YPFB Corporación

eSTÁN UBICADOS EN EL NORTE de santa cruz

transferirán CAMPOS de repsol a YPFB La petrolera quiere enfocarse en el proyecto Margarita para incrementar la producción de gas hasta el 2013. TEXTO: pAOLA mÉNDEZ L.

epsol Bolivia transferirá campos de baja producción ubicados en el Norte de Santa Cruz a subsidiarias de YPFB Corporación para enfocarse en el proyecto de incremento de volúmenes de gas del campo Margarita. Luis García Sánchez, presidente de Repsol Bolivia, señaló que la petrolera tiene mayor interés en el campo Mar-

garita, porque es un proyecto que requerirá un elevado aporte económico. “La empresa se está reestructurando un poquito, por lo que se está trabajando en la transferencia de algunos campos menores”, aclaró el ejecutivo de la petrolera. Asimismo, el presidente de Repsol Bolivia explicó que las áreas que pretende ceder a YPFB podrán obtener mayor rentabilidad para el Estado, pero en manos de otra compañía. “Lo más adecuado es que estas áreas pasen a otras empresas”, indicó

Margarita. En este campo se llegará a producir 14 millones de metros cúbicos por día de gas.

García Sánchez. Reporte Energía intentó conocer la versión de YPFB Chaco al respecto, pero desde la compañía prefirieron no emitir comentario al respecto. En el campo Margarita se tiene que aumentar la producción de 3 a 14 millones de metros cúbicos por día en el plazo de cuatro años. El máximo debe ser entregado el 2013. Para Repsol Bolivia, el desarrollo de este campo permitirá compatibilizar la oferta de gas boliviano con la demanda que tiene el mercado argentino. ▲

pARA DESTACAR • PROYECTO. El desarrollo del campo Margarita en el bloque Caipipendi de Bolivia, es uno de los proyectos estratégicos de Repsol en el mundo. • Finalidad. El proyecto Margarita tiene la finalidad de alcanzar el cumplimiento de la adenda que tiene Bolivia con la Argentina en elsuministro de gas.

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petróleo & gas TEXTO: lizzett VARGAS O.

a Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), construirá una planta de amoniaco y urea, en la población de Carrasco, ubicada en el departamento de Cochabamba, en los próximos cuatro años. Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), el proyecto de industrialización de amoniaco y urea cuenta con el estudio de factibilidad y se están evaluando las tecnologías existentes para el inicio de su producción en el 2014. La producción de los derivados del gas natural, tiene como objetivo abastecer el mercado interno con fertilizantes producidos en el país y exportar los excedentes para tener mayores ingresos en las arcas estatales. Para la producción de fertilizantes (urea), es necesario tener la materia prima, en este caso el amoniaco, el cual es obtenido mediante la transformación del gas natural (etano en mayor porcentaje) y nitrógeno (proveniente del aire). La urea es el fertilizante más usado por la agroindustria a nivel mundial, por su alto

pROYECTO DE INDUSTRIALIZACIÓN

planta de amoniaco y urea ESTARÁ LISTA hasta el 2014 Se producirá fertilizantes para la agroindustria del país. La EBIH cuenta con estudio de factibilidad y analiza propuestas de empresas interesadas en la industrialización. contenido en nitrógeno, se señala. Actualmente, la EBIH analiza propuestas para concretar una sociedad, con Haldor Topsoe y Linde quienes pretenden invertir en la producción de amoniaco. A su vez Tecnip, Cásale Group y Uhde, proponen industrializar amoniaco y urea. ▲

Esquema y característica de los procesos Nitrato de amonio (Grado Explosivo)

Gas Natural

DATOs Materia prima: Gas natural Cantidad: 2.2 MMm3 Productos: Amoniaco/ Urea Precio unitario internacional: 320 dólares por tonelada. FUENTE: CIF- Brasil (2010)

Amoniaco

Urea

NPK

MAP

DAD

Etanolaninos

Fertilizante complejo

Monofosfato de

Diamonofosfato de amonio

Fertilizante Complejo

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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PETRÓLEO & GAS

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Tenemos pedidos todos los días. Más allá de los proyectos productivos que impulsamos tenemos una enorme vinculación con la comunidad de la zona

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Mauricio Mariaca A., gerente de Comunicación y Relaciones Externas de Repsol

Mauricio Mariaca, gerente de comunicación y relaciones externas/Repsol Bolivia

“estándares medioambientales de la compañía exceden la norma nacional” Fotos: Eduardo Zabala/Reporte Energía

El ejecutivo se refirió a los trabajos realizados en los campos Margarita y Huacaya. Señaló que la compañía tiene un excelente relacionamiento con las comunidades de la zona sur del país y que operan bajo normas medioambientales. TEXTO: Paola Méndez l.

ómo es el relacionamiento de la compañía con las comunidades ubicadas en los campos Margarita y Huacaya? Nuestro relacionamiento es excelente, pero cabe aclarar que tenemos dos universos de personas con los que nos relacionamos en la zona sur, principalmente en Margarita y Huacaya. El principal universo es la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG), que es el área de nuestra inversión. Sin embargo, nuestra actividad se desarrolla en la zona 3. ¿Qué tipo de pedidos tienen de parte de la APG? Tenemos pedidos todos los días. Más allá de los proyectos productivos que impulsamos tenemos una enorme vinculación con la comunidad. Si bien nosotros tenemos desarrolladas enfermerías en algunas comunidades que son atendidas de forma concurrente por el municipio, ese tipo de relacionamiento va más allá de lo que cualquier compañía pueda tener. ¿En qué proyectos de responsabilidad social están trabajando en estos dos campos? Trabajamos en muchos proyectos de desarrollo comunitario y nos enfocamos en tres áreas, salud, educación y desarrollo productivo. Los trabajos de desarrollo productivo los coordinamos en función de las necesidades de cada comunidad. En temas de salud y educación, hemos construido fundamentalmente infraestructura como postas sanitarias,

Mariaca manifiesta satisfacción por los proyectos de desarrollo productivo efectuados con los comunarios que viven en zonas aledañas a los campos Margarita y Huacaya

unidades educativas y ese tipo de cosas en las comunidades, pero siempre hemos tratado de vincular al Estado en la continuidad de estos proyectos, es decir que hacemos un fuerte aporte en infraestructura, pero en todo lo que es ya el mantenimiento tratamos de incluir al Gobierno Municipal, Departamental o Central. ¿Cuántas comunidades de la zona Sur están involucradas en diferentes proyectos? Varias comunidades pequeñas, pero una de las más grandes alegrías que hemos tenido este año ha sido la comercialización de miel producida por los comunarios y promocionada en la feria de la miel. Es un proyecto independiente que va más allá de lo que puede darle la compañía.

“

Trabajamos en muchos proyectos de desarrollo comunitario y nos enfocamos en tres áreas, salud, educación y desarrollo productivo. Los de Desarrollo productivo se hacen en función de las necesidades

“

Además que en materia productiva, las comunidades están perfectamente capacitadas para desarrollar diferentes proyectos.

Perfil profesional Ingeniero Industrial con más de 15 años de experiencia en diversas áreas de la industria del petróleo y gas como

¿Qué cuidados medioambientales está realizando la compañía en la zona? La compañía realiza cuidados medioambientales, pero más allá del tema de la legislación, están los estándares medioambientales de la empresa que normalmente exceden las normas nacionales.

ser evaluación de proyectos de inversión, comercialización de hidrocarburos, proyectos de exportación de gas y gestión de RRHH, entre otras. Hasta mediados del pasado año desarrolló su actividad como sub director de estrategia y desarrollo de negocios de GNL para el grupo Repsol, con base

¿Cómo están manejando el tema de la Consulta Pública? La Consulta Pública la manejamos con absoluta neutralidad. Nosotros colaboramos con el Estado proporcionando la información solicitada de los proyectos que tienen que ser sometidos a un proceso de consulta. Estos procesos son

en Madrid. Actualmente se desempeña como Gerente de Comunicación y Relaciones Externas de Repsol Bolivia.

llevados a cabo por el Estado con el soporte de la compañía y la participación de las comunidades. ▲

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La consulta pública la manejamos con absoluta naturalidad. Nosotros colaboramos con el estado proporcionando la información solicitada de los proyectos que tienen que ser sometidos

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petróleo & gas

En Bolivia se tienen altas detecciones de tight gas en las arcillas de las formaciones Iquiri y Los Monos

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Asterio Ayaviri, geólogo

según un experto geólogo

Bolivia cuenta con potenciales resErvorios de “tight gas” Pando

Reporte Energía

Las formaciones Iquiri y Los Monos son señaladas como reservas de “tight gas” ( reservorio con porosidad muy pobre). Sin embargo, estos reservorios no han sido sometidos a ninguna técnica referente a gas no convencional. TEXTO: Lizzett vargas o.

Beni

La Paz

am hab

Santa Cruz

c Co

Oruro

Potosí

En Bolivia, la zona Sub Andina presenta un alto potencial gasífero y de gas no convencional

Chuquisaca Tarija

“tight gas” en las arcillas y algunas arenas de la Formación Los Monos. Sin embargo, estos reservorios de gas no convencional no han sido estudiados aún, ni explotados, aclara. Clásicamente el mayor volumen

de gas natural en el país, es explotado de las areniscas o reservorios naturalmente fracturado del Sistema Devónico, explica Ayaviri. Actualmente, no existe en Bolivia ningún programa para producir gas no convencional,

Iquiri

Foto: Asterio Ayaviri

olivia cuenta con potenciales reservorios para gas no convencional o “tight gas”, en las formaciones Iquiri y Los Monos, ubicadas principalmente en la faja sub andina, según el geólogo Asterio Ayaviri. Geológicamente en el país, existen detecciones de “tight gas” (gas natural entrampado en areniscas de baja porosidad) en los pozos perforados en la faja sub andina y algunos de la llanura chaqueña configurando una extensa zona con gran potencial Ayaviri indica que “Bolivia tiene una secuencia estratigráfica muy espesa, con grandes unidades de rocas del periodo Paleozoico, Mesozoico y Terciario, en intérvalos con características litológicas especiales y es dentro de esta columna litológica que se encuentran tanto las rocas generadoras y contenedoras de gas y petróleo. En consecuencia, el geólogo señala a las formaciones Iquiri y Los Monos como reservorios de gas no convencional, puesto que cuando se perfora en busca de gas natural, se detectan altas concentraciones de

los monos

Las formaciones Iquiri y Los Monos, son potencialmente reservorios gas no convencional.

ya que hay suficientes reservas de gas convencional que necesitan ser descubiertas, admite el experto. Esta técnica se realiza en zonas superficiales donde no se requiere exploraciones profundas. A diferencia de Estados Unidos, en Bolivia se requeriría realizar perforaciones profundas por debajo de los 3.000 o 4.000 metros”, advierte. Cabe mencionar por otro lado, que las formaciones Los Monos de edad Devónica y Kirusillas de edad Silúrica, son las rocas que dieron origen al petróleo y gas, los que luego migraron a los rocas reservorio quedando finalmente atrapados en ciertas formaciones del subsuelo (trampas) de donde se explota actualmente Dentro de la columna litológica de Bolivia, existen muchos de reservorios productores, pero los más importantes son el reservorio Santa Rosa y Huamampampa presente en los megacampos gasíferos del sur del país. ▲

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PetRóleo & gas

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Se llevará a cabo una exposición en el área de geología y técnica empresarial destinada a las mineras, hidrocarburíferas y de servicio

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Daniel Centeno Sánchez, presidente del Comité Organizador

disertaciones internacionales confirmadas

XIX congreso geológico en tarija exhibirá investigaciones del sector

a disertación de expertos internacionales marcará el XIX Congreso Geológico a realizarse en Tarija del 12 al 15 de octubre próximo, debido a que la cita servirá para mostrar investigaciones de diferentes países referidos a medio ambiente, recursos hídricos, paleontología, sísmica, petrología y otros sectores. Daniel Centeno Sánchez, presidente del Comité Organizador, informó que este evento se constituirá en un punto de encuentro para compartir conocimientos y experiencias en las diferentes especialidades de las ciencias geológicas. Entre las conferencias más importantes se encuentra la de José Salfity, que expondrá sobre las provincias geológicas del noreste argentino, es decir, su vinculación con las depresiones cuaternarias y con los sistemas de avenamiento, además de la disertación del analista Carlos Miranda, que expondrá acerca de la potencialidad hidrocarburífera de Sudamérica y su relación con la de Bolivia. Según el Colegio de Geólogos de Bolivia, paralelamente al Congreso se realizará la Feria Tecnológica de algunas empresas de servicio, además de varias empresas mineras y petroleras, que se darán cita en el lugar. Asimismo, se llevará a cabo una exposición en el área de geología y técnica empresarial destinada a las empresas mineras, hidrocarburíferas y de servicios, lo que permitirá mostrar las características geológicas, reservas, métodos de explotación, procesos de beneficio, inversiones y proyecciones empresariales de los proyectos importantes utilizando mapas, planos, fotografías y muestras. Como patrocinadores de este evento están: YPFB Chaco, Intergas, Gazprom Latin América, Empresa Minera San Cristóbal S.A., Repsol Bolivia, Bolinter, BG Bolivia, Total, Sergeotecmin, Empresa Minera Paititi, Minera Nueva Vista, YPFB Andina, San Bartolomé y SASC, entre otras. ▲

Afiche del XIX Congreso Geológico Boliviano. Este evento cuenta con el apoyo de Reporte Energía Foto: Franco García/Reporte Energía

TEXTO: Paola Méndez L.

Foto: Comité Organizador

El evento se llevará a cabo del 12 al 15 de octubre. La temática estará referida a medio ambiente, recursos hídricos, paleontología, sísmica, petrología y otros sectores. Paralelamente al encuentro se realizará una Feria Tecnológica.

El director de Reporte Energía, Miguel Zabala (izq) recibió al presidente del Comité Organizador del XIX Congreso Geológico de Tarija, Daniel Centeno (der)

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petróleo & gas

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La inversión en nuevas tecnologías de interpretación sísmica (en bolivia) es todavía inferior a otras partes del mundo. Sin embargo, confío que se cambiará este hecho

“

Victor Hugo sesé, geofísico

“descubrimiento de RGd 22 fue precedido de largos estudios” Foto: VHS

Reporte Energía habló con el experto que radica en Noruega, cuyos estudios fueron la base para el descubrimiento en el pozo RGD 22. Dice que este hallazgo abre más posibilidades de exploración en formaciones devónicas y anima a más inversiones. TEXTO: Redacción central

nico aportó gran entusiasmo y energía al proyecto, hasta el momento de su ejecución. Un análisis geofísico más profundo de las anomalías, incluyendo atributos sísmicos,

omente por favor su relación con el

AVO (Amplitude versus Offset), modelado,

descubrimiento del pozo Río Gran-

estudio de tuning y otros. Estos estudios

de 22.

afianzaron la hipótesis de que las anomalías

Tras llegar a Bolivia como geofísico de

eran debidas a sendas capas de arena satu-

desarrollo, en 2003 tuve la oportunidad de

radas con gas. Afortunadamente conté con

trabajar con datos sísmicos de distintos cam-

la segunda opinión y colaboración del geofí-

pos (La Peña, Río Grande, Los Sauces, Mamo-

sico José Manuel Única, que mas tarde conti-

ré, y otros).

nuó con el seguimiento del proyecto.

Durante mucho tiempo estuve dedi-

Revisión del sistema petrolero (reservo-

cado al estudio de los reservorios carboní-

rio, roca madre, sello, trampa, migración, y

feros, actualmente en producción; pero mi

otros).

curiosidad me llevó a analizar niveles más

Evaluación de los riesgos geológicos y

profundos, con la intención de entender

técnicos, poniéndose de manifiesto que el

mejor el comportamiento geológico de los

principal riesgo geológico, la posible falta

yacimientos. Como resultado de este análisis

de sello, aunque otros datos geofísicos eran

identifiqué unos reflectores en la sísmica, con

optimistas al respecto.

características peculiares, que hacían sospe-

Estimación de las posibles reservas de

char la presencia de hidrocarburos. Este des-

gas y condensado, con la colaboración del

cubrimiento me resultó emocionante, ya que

ingeniero de reservorios David Soraide.

los primeros cálculos mostraban un volumen

Geocientífico boliviano - español

importante, y eran fácilmente accesibles, ademas de contar con todas las facilidades de producción en superficie, aunque no es-

Nació en una pequeña localidad del norte de España llamada Soria. Durante su es-

taba exento de riesgos.

tancia en Bolivia del 2003-2008, adquirió la doble nacionalidad española-boliviana.

¿Cuál cree que es el nivel en recursos humanos y el uso de tecnología para interpretación sísmica en Bolivia? Bolivia cuenta con un elevado potencial

Trabajó en Repsol Bolivia.

de técnicos (geólogos, geofísicos, ingenieros)

geofisicos, geólogos e ingenieros) realicé un

Actualmente se desempeña en el cargo de “Principal Geophysicist” en el departa-

con muchos años de experiencia y cuya valía

estudio mas exhaustivo de los indicios hasta

mento de Oseberg Sur y para el grupo de expertos en GRM (Geophysical Reservoir

no siempre es del todo reconocida.

dar forma a una propuesta de exploración

Monitoring - Monitoreo Geofisico de Reservorios) de la compañía Statoil en Norue-

que presenté a mis jefes en el 2006.

ga.

todavía muy inferior a otras partes del mun-

Con el apoyo de mis colegas (otros

La inversión en nuevas tecnologías, es

Tras muchas vicisitudes, y gracias a la

Tiene 12 años de experiencia laboral. Es intérprete sísmico para una amplia variedad

do. Sin embargo, dada la demostrada renta-

perseverancia de otros compañeros, final-

de proyectos de exploración y desarrollo. Licenciado en geología, con formación en

bilidad de estas inversiones (sísmica 3D, 4D,

mente el proyecto ha visto la luz en las pa-

interpretación estratigráfica y estructural. Responsable de la generación de pros-

etc.), confío en que con el tiempo la situación

sadas semanas, en forma de un importante

pectos, así como colocación, evaluación del riesgo y estimación de reservas.

irá cambiando.

descubrimiento, que espero beneficie a toda la sociedad boliviana, del cual me siento muy

ausencia de sello. Tradicionalmente el sello

A raíz del trabajo de interpretación del

orgulloso, personal y profesionalmente.

del Iquiri es la formación Itacua (T-3). La roca

cubo sísmico Grigotá 3D en el año 2004,

¿Qué trabajo realiza ahora en Noruega?

madre para los reservorios del Grigotá son las

identifiqué una serie de reflectores pertene-

Actualmente trabajo como intérprete

¿Cuáles son las particularidades del

pelitas de Los Monos, aunque las pelitas del

cientes a la formación Iquiri, del Devónico,

geofísico para el desarrollo de campos en

descubrimiento de gas en Río Grande, en

Iquiri también tienen potencial generador de

que presentaban anomalías de amplitud

producción y colaboro en proyectos explo-

cuanto las formaciones geológicas?

hidrocarburos.

del tipo “bright spot”, que normalmente se

ratorios en el Mar del Norte para Statoil, ope-

El yacimiento consiste en varias capas de

En este sentido, el descubrimiento (RGD-

asocia a la presencia de gas. Este cubo sís-

radora noruega con presencia en más de 40

arena de la formación Iquiri separadas por in-

22) abre muchas posibilidades en cuanto al

mico fue reprocesado en 2005, mejorando

países.

tervalos pelíticos. En el área del Grigotá, esta

potencial exploratorio de las formaciones

su calidad y corroborando las mencionadas

Además realizo labores de interpreta-

formación conforma una estructura anticli-

devónicas en el área y anima a nuevas inver-

anomalías. Consciente de la importancia y

ción sísmica, modelado, planeamiento de

nal elongada en dirección NE-SO, y afectada

siones encaminadas en esta dirección.

el potencial de las mismas, procedí a encarar

pozos, seguimiento de adquisición y pro-

diversos estudios para su análisis:

cesado sísmico, entre otros. También estoy

por varias fallas de edad pre-carbonífera. Dicho anticlinal se encuentra erosionado

Describa por favor los aspectos más impor-

Recopilación y examen de toda la infor-

involucrado en el grupo de monitoreo geofí-

en su cresta por un gran cañón submarino.

tantes de sus estudios para generar nuevas

mación geológica y geofísica disponible. Fue

sico de reservorios, concretamente en la

Esta erosión es la responsable de que el prin-

perspectivas de exploración en las forma-

esencial la contribución del experto geólogo

tecnología 4D OBC (Sísmica 4D de cable de

cipal riesgo del prospecto fuera la posible

ciones del devónico en el bloque Grigotá.

Walter Navia, que además de su trabajo téc-

fondo marino). ▲

16 al 30 de Septiembre | 2010

petróleo & gas

“

En ninguna de las zonas comerciales del Gran Chaco, se tuvo un paro de planta por falta de saldos de GLP, procediéndose de forma continua con las ventas

“

Informe 2005-2009/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Informe 2005-2009 MINISTERIO DE HIDROCARBUROS

En cinco años Tarija recibió $us 900 millones por regalías El informe del Ministerio de Hidrocarburos registró los datos de ingresos por regalías y volúmenes de producción hidrocarburífera de Tarija. Señala que recibió $us 731 millones, sólo por producción de gas natural del 2005 -2009. TEXTO: Lizzett vargas o.

Regalías hidrocarburíferas del 11% para el Departamento de Tarija

arija recibió del 2005 al 2009, un total de 900 millones de dólares por regalías hidrocarburíferas, según un informe el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) La regalía departamental del 11% correspondiente a Tarija, fue mayor en el periodo del 2008, donde registró 270 millones de dólares a diferencia del año 2005, año en el que sólo recibió 115 millones de dólares. Los recursos más importantes que obtiene Tarija son por producción de petróleo y gas natural. Por el gas natural se recibió del 2005 al 2009 un total de 731 millones de dólares por regalías. En el caso de los ingresos por petróleo, éstos fueron menores, registrándose durante el mismo periodo, 171 millones de dólares. Por otro lado, la producción de gas natural en el año 2000, fue de 63 Millones de Pies Cúbicos Día registrándose la más alta de la década en 977 MM pcd en el periodo del 2008. El volumen total de la producción de gas natural del 2000 al 2010 fue de 6.874 MM pcd. Respecto a los volúmenes de Gas Licuado de Petróleo (GLP) producidos en el departamento de Tarija, se menciona que en el año 2000 se registró 75 Toneladas Métricas Diarias (TMD). El volumen más alto de producción de GLP se dio el 2002 con 211 TMD, sin embargo desde el 2007 hasta el 2010 no se generó volúmenes de este energético. Finalmente, el MHE informó que el abastecimiento de GLP en la provincia Gran Chaco en el transcurso de la gestión 2010 fue continuo, teniendo saldos disponibles para la actividad de engarrafado y la consecuente atención a esta zona. En lo que respecta a los feriados nacionales y regionales, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) instruyó que se realice el engarrafado asegurando el abastecimiento de GLP. ▲

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Regalías del 11% (con precio) para el Departamento de Tarija - Petróleo

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Regalías del 11% (con precio) para el Departamento de Tarija - Gas Natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

16 al 30 de Septiembre | 2010

PETRÓLEO & GAS

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Ibmetro recientemente inauguró un Laboratorio de Gas Natural, que permitirá calibrar periódicamente los laboratorios de otras compañías petroleras

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Luis Lavadenz, director general de Ibmetro

Servicios metrológicos en bolivia

ibmetro medirá composición y volúmenes del gas natural Foto: Ibmetro

El Instituto Boliviano de Metrología, instaló su primer Laboratorio en Gas Natural, como referente a nivel nacional con lo que se mejorará la exactitud de las mediciones que repercuten en el cumplimiento de acuerdos comerciales Institución pública Ibmetro es la máxima autoridad técnica en materia de metrología y se muestra como referencia nacional para mediciones. Además es responsable de la custodia y mantenimiento de los patrones nacionales de medición. La exactitud de esos patrones se la disemina mediante servicios de alta exactitud, vinculando los mismos al Sistema Internacional de Unidades. Es una institución pública desconcentrada, con dependencia del Ministerio de Desarrollo Productivo y economía Plural. Tiene tres direcciones técnicas: Metrología legal, metrología industrial y técnica de acreditación.

Éste es el primer laboratorio de medición de gas natural estatal recientemente inaugurado por Ibmetro

TEXTO: Lizzett vargas o.

on la instalación de un laboratorio especializado, el Instituto Boliviano de Metrología (Ibmetro), certificará la medición de volúmenes y composición del gas natural. La nueva área de trabajo de ibmetro, se enmarca en un convenio con diferentes institutos metrológicos del mundo, en coordinación con el Instituto Nacional de Alemania PTB, la Organización de Estados Americanos (OEA) y los institutos metrológicos latinoamericanos de México, Perú y Brasil. Luis Lavadenz, director general de

Ibmetro, explicó que ahora Bolivia es productor y exportador de gas natural, por lo que es importante tener el control en cuanto a calidad y volumen de este recurso energético. El objetivo de la certificación está enmarcada en la medición de la composición a través de cromatógrafos de gases, con el fin de establecer los parámetros exactos del gas natural. Para realizar este estudio, Ibmetro recientemente inauguró un Laboratorio de Gas Natural en La Paz, que permitirá calibrar periódicamente los equipos de medición de otras compañías petroleras, para garantizar su correcto funcionamiento . A la vez, el proyecto de medición de Ibmetro, se realiza también en Perú,

enmarcado en certificar el volumen de gas natural. En Bolivia, concluida la fase de verificación de composición, también se continuará con la segunda fase, que es la del control de volumen del gas. Ibmetro, desde el inicio del proyecto en el 2007 hasta el 2010, realizó talleres de capacitación sobre la importancia de la medición de gas natural, en sus diferentes parámetros. Recientemente, expertos de México, Argentina, Perú, Brasil y Alemania, llegaron al país para transmitir sus experiencias a técnicos bolivianos de las diferentes compañías petroleras. “Vamos a recibir todas las experiencias internacionales y en base a ellas vamos a poder identificar nues-

tras posibles debilidades y fortalezas de nuestro control de medición de gas natural en Bolivia”, señaló Lavandez. El Instituto, con la certificación de medición, espera mejorar la calidad de composición de los volúmenes de gas natural. El ejecutivo de Ibmetro, detalló que el proyecto se encuentra en fase de análisis de la calibración de cromatógrafos y son cinco compañías del sector, que están participando del primer ensayo de aptitud de medición y de composición de gas natural. Los resultados del ánalisis de gas serán comparados con parámetros similares en Alemania, país que es líder en cuanto a composición de gas natural, indicó.

16 al 30 de Septiembre | 2010

A partir de esta experiencia, Ibmetro tiene la capacidad analítica para certificar composiciones, según la ISO 6143: 2001 “Análisis comparativo de gas mediante los métodos para determinar y comprobar la composición de calibración de las mezclas de gases”. Por otro lado, el laboratorio boliviano estatal puede verificar las mezclas de gas natural, cuya fecha de vencimiento haya expirado. En este caso podrán ser re- certificadas mediante análisis cromatográfico, evitando a las empresas el gasto que representan la compra de un nuevo estándar de gas o el envío del cilindro al exterior para su re certificación. El laboratorio Gas Natural de Ibmetro, está en condiciones de prestar servicios de calibración de cromatógrafos, tanto de “línea” como de “bancada”, con “patrones” especialmente preparados para cubrir el rango de composiciones habitualmente analizados en el país. Para Lavadenz, certificaciones como la que realizará Ibmetro benefician al mercado interno y externo del país, a través de un comercio justo.

“Además, la certificación es dada por un ente referencial a nivel nacional”, dijo. A su vez Ibmetro aclaró que las mediciones de gas natural son voluntarias y no obligatorias para las empresas privadas del sector hidrocarburífero. Sin embargo, destacó que la certificación garantiza la trazabilidad de las mediciones al Sistema Internacional de Unidades (SI). La medición a realizar en el país por Ibmetro se basa en procedimientos armonizados con normas técnicas nacionales e internacionales, para detectar las desviaciones encontradas y la estimación de la incertidumbre. ▲

Foto: Ibmetro

PETRÓLEO & GAS

La certificación se realizará mediante un análisis cromatográfico con lo que se evitará a las empresas el gasto

Repercusión de las mediciones en la economía - El metano es el componente del gas que por su

• Qué pasaría si en lugar de ± 0,1 % fuese ± 1 %

porcentaje mayoritario contribuye más al poder

• Entonces:

calorífico. • Un cliente paga Bs.15 /mes x 12 meses = Bs. 180

- El cliente para Bs. 15 / mes x 12 meses = Bs. 180 • Si el error del metano es ± 1 %

• Si el error en medición de metano es ± 0,1 %

Entonces:

• Bs. 180 / año x 0,01 = ± Bs. 1.8 / año

• Bs. 180 / año x 0,001 = ± Bs. 18 / año

- Pero que pasa con 100.000 clientes

- Para una empresa de 100.000 clientes:

• ± Bs. 1,8 / año x 100.000 = ± Bs. 180.000

± Bs. 0,18 / año x 100.000 = ± Bs. 18.000 / año

/año

Análisis Metano Etano Propano i-Butano Butano i-Pentano Pentano Hexano Diáxido de carbono Nitrógeno

Intervalo%mol/mol 66-98 0,5-11 0,3-5 0,05-0,8 0,05-0,8 0,01-0,2 0,01-0,2 0,02-0,1 0,5-8 0,5-12

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PETRÓLEO & GAS pARA AGILIZAR PROYECTOS PETROLEROS PARAlizados

PIDEN QUE CARTERA DE Hidrocarburos manejE LAS licencias AMBIENTALES Foto: Reporte Energía

La consulta y participación con las comunidades indígenas, ocasionó problemas a las empresas del sector para iniciar sus proyectos de exploración y explotación. Plantean una nueva normativa para simplificar el trámite.

La consulta pública ocasionó conflictos en la iniciación de proyectos petroleros en Aguaragüe

TEXTO: lizzett vargas o.

l Gobierno prevé transferir de forma exclusiva al Ministerio de Hidrocarburos la potestad de otorgar licencia ambiental a proyectos petroleros, tarea que actualmente está en manos del Ministerio de Medio Ambiente y Agua. El proceso de consulta y participación con las comunidades indígenas y campesinas, establecido en la Constitución Política del Estado, ocasionó dificultades a las empresas del sector para llevar adelante proyectos y programas particularmente en el ámbito de la exploración, explicó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Fer-

nando Vincenti. Señaló que es necesario “destrabar” los procesos de consulta con los pueblos indígenas para la exploración y explotación petrolera. En este tema, Vincenti indicó que se logró establecer mecanismos de concertación que permitirán “simplificar” la extensión de licencias ambientales. “La solución estructural a esta problemática la tendremos que encontrar en el marco de una nueva normativa, de una nueva Ley de Hidrocarburos, que deberá asignar al Ministerio del sector con carácter exclusivo esta competencia”, recalcó. Señaló que el requisito para emprender tareas de exploración petrolera es a la fecha “uno más de los trámites que tiene

que resolver el Ministerio de Medio Ambiente”. Comentó que obtener licencia ambiental para una actividad hidrocarburífera demora hasta un año, aunque aseguró que recientemente se mejoraron los mecanismos y se entregaron dos fichas ambientales en la presente gestión, y se tienen otras dos más en espera. “La solución estructural pasa porque esa competencia sea exclusiva y privativa del Ministerio de Hidrocarburos, que comprende la complejidad y urgencia de esta actividad”, reiteró. Manifestó que este año se simplificó el proceso de licencias ambientales y también se avanzó con la integración del Ministerio de Medio Ambiente. ▲

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Petróleo & gas

“

Cualquier nueva inversión se realizaría con el descubrimiento de más reservas de gas natural y con la llegada de otros mercados

“

Christian Inchauste Sandóval, gerente de YPFB Transporte

Fotos: Eduardo Zabala/Reporte Energía

chRISTIAN iNCHAUSTE, presidente YPFB tRANSPORTE

“Superaremos $US 328 MILLONES EN INVERSIÓN” El ejecutivo señaló que desde la nacionalización se invirtió más de lo que se hizo durante la capitalización. TEXTO: pAOLA mÉNDEZ L.

n qué proyectos está trabajando YPFB Transporte en este momento? Son cuatro grandes proyectos en los que estamos trabajando y que forman parte del Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB. Tres son para el mercado interno y uno para el exterior. En el país se destaca el gasoducto Carrasco-Cochabamba y la ampliación del gasoducto al Altiplano y del gasoducto VillamontesTarija. Para la exportación tenemos al Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA). Esos son los cuatro proyectos en los que estamos concentrados y se están lanzando las licitaciones correspondientes para poder ejecutarlos en el 2011 y 2012. ¿Qué proyectos priorizará la compañía hasta fin de año? Lo que pasa es que los cuatro proyectos se están ejecutando en paralelo, el gasoducto Carrasco - Cochabamba, el gasoducto al Altiplano, el Gasoducto Villamontes-Tarija y el GIJA. ¿Qué otros proyectos tienen planificado ejecutar hasta el 2015? Una vez que el gasoducto Juana Azurduy empiece a funcionar en mayo de 2011 y con la llegada de volúmenes adicionales de gas de los campos Itaú, San Alberto y Margarita, se van a generar

mayor cantidad de líquidos. Por lo tanto, el siguiente gran proyecto que viene y que se ejecutará hasta el 2013 es toda la expansión de la Red de Líquidos del Sur, que tiene que tener una capacidad de transporte de 49 mil barriles al día. Ese será el siguiente gran proyecto que encarará YPFB Transporte luego de que hayamos concluido la parte del gasoducto. Ya en un escenario hasta el 2013 tenemos cuatro grandes proyectos de gas y un gran proyecto de líquidos con grandes volúmenes de inversión que van a batir todos los récords de desembolso de capital que ha hecho YPFB Transporte a la fecha. ¿Cuánto dinero tienen planeado invertir en estos proyectos? Para darle una idea, durante toda la época que duró la capitalización, en la época de Transredes se invirtió 328 millones de dólares, es decir, un promedio de 30 ó 40 millones de dólares por año. Desde la nacionalización hasta el primer trimestre de 2011 vamos a superar esos 328 millones de dólares. El 2009 la empresa invirtió 88 millones de dólares y en el 2010 se invertirá unos 94 millones de dólares. Ya en el 2011 se invertirán 200 millones de dólares y en el 2013 alrededor de 100 millones de dólares. ¿Tienen algún otro plan de inversión en el mediano plazo? Cualquier nueva inversión se realizaría con el descubrimiento de más

Inchauste abrió la posibilidad de industrializar los hidrocarburos en Bolivia

reservas de gas natural y también con la llegada de otros mercados como la posibilidad de Urupabol. También existen otras opciones en función de las nuevas plantas de separación de líquidos que se están haciendo en Río Grande. Este es otro gran proyecto que está identificado en el plan de inversiones. ¿Cuál es el plan que tiene la compañía para contribuir al abastecimiento de gas para el mercado interno? El gasoducto Carrasco-Cochabamba y el gasoducto al Altiplano son proyectos para la demanda interna, además del gasoducto a Tarija. Cuando nos acerquemos al 2013

gran parte de estos proyectos serán para abastecer la demanda interna, aunque esperamos generar excedentes para la exportación. Una parte de estos proyectos ya se ha ejecutado y en otros se ha comprado las tuberías o se va a iniciar la construcción civil. ¿De dónde proviene el financiamiento conseguido para ejecutar estos proyectos? Ha habido un aumento de capital por parte de nuestro accionista mayoritario que es YPFB, que ha dispuesto aproximadamente 103 millones de dólares para estos proyectos. Sin embargo, la empresa tiene un

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Petróleo & gas flujo financiero propio. YPFB Casa Matriz está destinando 92 millones de dólares que vienen de un crédito del Banco Central de Bolivia a la estatal petrolera. En resumen, el financiamiento para estos proyectos proviene de recursos propios, aportes de capital y préstamo de YPFB. ¿Puede identificar algunas dificultades por las que atraviesa YPFB Transporte en estos momentos? La empresa tiene recursos humanos de primer nivel e indudablemente es un orgullo para Bolivia que tengamos empresas así con altísimos estándares de calidad y de seguridad industrial. ¿Cómo ha tomado el personal de la compañía los cambios administrativos especialmente de altos ejecutivos? Todo cambio de ejecutivos genera expectativa, pero la nueva administración de la empresa ha tomado las riendas de inmediato y le hemos dado un impulso a todo este tema a través de las inversiones. La empresa no se ha visto perjudicada en ningún momento.

“

cartera de proyectos que está en el Plan de Inversiones de YPFB, unos cuatro o cinco se tienen que realizar a mediano plazo. La industrialización es un proyecto que dura décadas y toma varias generaciones, pero lo importante es que se identifique los proyectos y que estos proyectos tengan gas natural suficiente y transporte. Lo importante es tener mercados y buenas condiciones de financiamiento.

TODO CAMBIO DE EJECUTIVOS GENERA EXPECTATIVA, PERO LA NUEVA ADMINISTRACIÓN DE LA EMPRESA HA TOMADO LAS RIENDAS DE INMEDIATO Y LE HEMOS DADO UN IMPULSO importante A TODO ESTE TEMA

“ “

cREO QUE A ESTAS ALTURAS HEMOS EJECUTADO UN 40 POR CIENTO DE NUESTRAS INVERSIONES. dESDE HOY HASTA DICIEMBRE VAMOS A LLEGAR A LA META DE LOS 94 MILLONES DE DÓLARES EN INVERSIÓN

“

¿Cuánto de la inversión programada para este año se ha ejecutado? Creo que a estas alturas hemos ejecutado un 40 por ciento de nuestras inversiones. Desde hoy hasta diciembre vamos a llegar a la meta de los 94 millo-

nes de dólares en inversión, batiremos una cifra récord. ¿Se puede industrializar los hidrocarburos en Bolivia? Si nos ponemos a analizar la

¿Es posible que desde YPFB Transporte aporte en el plan de industrialización de los hidrocarburos? Actualmente hay una empresa en formación que es la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), que tiene el mandato del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y de YPFB para montar la industrialización. Lo que hace YPFB Transporte es colaborar cuando hay demanda de gas y de líquido para que el insumo sea suficiente. Para un país que tiene gas natural el transporte es estratégico e indispensable, puesto que no contamos con una salida al mar. ▲

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“

Petróleo & gas

La diferencia en los volúmenes de consumo de diésel en el país se debe a la estacionalidad de la demanda de este producto

“

Boletín Estadístico -Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En comparación al año 2009

Consumo de diÉsel se incrementó 8 por ciento en la gestión 2010 La comercialización de este combustible ha tenido una tendencia positiva en los últimos diez años. Santa Cruz se destaca como el departamento de mayor consumo de este combustible en relación a otras regiones del país. VOLUMEN PROMEDIO COMERCIALIZADO DE DIÉSEL OIL POR DEPARTAMENTO - GESTIÓN 2009 (en m3/día)

TEXTO: Paola Méndez l.

FEB 490 1.107 513 205 181 108 181 76 18 2.879

MAR 485 1.278 498 193 183 111 181 73 19 3.020

ABR 534 1.478 573 199 197 110 217 77 18 3.402

MAy 520 1.367 517 203 193 125 220 75 20 3.239

GESTIÓN 2009 juL juN 597 570 1.521 1.504 604 577 229 214 231 202 149 134 259 224 118 85 27 22 3.736 3.531

AGO 576 1.447 609 215 209 136 227 114 23 3.556

SEP 631 1.609 628 235 225 149 251 117 28 3.874

OCT NOV 658 611 1.739 1.566 652 599 246 226 236 209 146 127 266 236 138 126 34 26 4.115 3.749

CONSuMO DIC PROMED. 569 653 1.424 1.415 574 597 217 239 205 212 128 132 223 230 98 96 23 22 3.596 3.460

EN% 16,4% 41,1% 16,6% 6,3% 5,9% 3,7% 6,4% 2,8% 0,7% 100%

VOLUMEN PROMEDIO COMERCIALIZADO DE DIÉSEL OIL POR DEPARTAMENTO - GESTIÓN 2010* (en m3/día)

LA PAZ SANTA CRuZ CBBA. ORuRO POTOSI SuCRE TARIjA BENI PANDO ToTAL

ENE 499 958 533 208 192 122 216 68 21 2.817

FEB 483 1.091 542 214 196 128 207 78 22 2.961

MAR 553 1.449 543 225 216 136 228 91 23 3.463

ABR 551 1.671 617 220 207 139 233 100 24 3.761

MAy 583 1.568 574 215 210 136 245 104 22 3.657

GESTIÓN 2010 AGO juN juL 600 749 1.560 1.597 613 674 229 238 208 227 146 146 276 257 125 122 21 16 3.779 4.002

SEP

OCT

NOV

DIC

CONSuMO PROMED. 574 1.410 585 221 208 136 237 98 21 3.490

EN% 16,4% 40,4% 16,8% 6,3% 6,0% 3,9% 6.8% 2,8% 0,6% 100%

VOLUMEN PROMEDIO COMERCIALIZADO DE DIÉSEL OIL POR DEPARTAMENTO - GESTIÓN 2010* (En m3/día)

2.000 1.750 1.500 1.250 1.000 750

SANTA CRuZ LA PAZ CBBA ORuRO TARIjA POTOSI SuCRE BENI PANDO

julio del 2010 el consumo promedio de diésel se incrementó en 8% si se lo compara con el mismo periodo en el 2009, revela el Boletín Estadístico “Producción, Transporte, Refinación, Almacenaje, Comercialización e Industrialización de Hidrocarburos”, presentado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. De acuerdo al Boletín Estadístico, el consumo promedio de diésel a nivel nacional muestra una tendencia de crecimiento. Por ejemplo, en el año 2000 el consumo promedio era de 2.029 m3/día y en el 2010 llega a 3.490 m3/día. A su vez, las estadísticas del año 2009 muestran que el menor volumen comercializado de diésel se registró en los meses de enero y febrero cuando se alcanzó 2.848 m3/día en promedio. Entre tanto, el mayor consumo se dio durante los últimos cuatro meses del año, cuando el volumen promedio llegó a los 3.833 m3/día. “La diferencia en los volúmenes de consumo de diésel en el país se debe a la estacionalidad de la demanda de este producto, acentuándose en las épocas de cosecha o mayor movimiento económico”, aclara el Boletín del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Asimismo, durante los meses de enero y julio de 2010, el volumen comercializado en Bolivia también tiene una tendencia de crecimiento. Los datos muestran que en enero se llegó a los 2.817 m3/día, mientras que en julio alcanzó 4.002 m3/día. Santa Cruz destaca como el departamento que consume alrededor del 40% del total nacional, seguido de La Paz con 16.4% y Cochabamba con 16.8%. Por otro lado, las ciudades de Oruro, Potosí y Tarija tienen un consumo total que oscila entre el 6 y 7% a nivel nacional, mientras que Sucre consume el 4%. Finalmente Beni y Pando consumen el restante 3% del diésel que se distribuye en el mercado nacional. ▲

ENE LA PAZ 501 SANTA CRuZ 1.030 CBBA. 516 ORuRO 198 POTOSI 185 SuCRE 114 TARIjA 178 BENI 78 PANDO 16 ToTAL 2.8176

500 250 0

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAyO

juNIO

juLIO

CBBA. 16% ORuRO 6% POTOSI 6% SuCRE 4% TARIjA 7% BENI 3%

STA. CRuZ 41%

PANDO 1% LA PAZ 17% Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

16 al 30 de Septiembre | 2010

Petróleo & gas 1.739

1.761

1.278

1.447

2008

1.400

2009

1.243

1.218

1.206

1.125

1.092

1.588 1.415

1.521

1.367

1.163

2010

976

500

N O

T C O

SE P

A G O

A Y

B R

A M

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

segundo mayor consumidor

1.000

LA PAZ

681

643

617 600

608

534

485

473

400

583

570

553

516

499 501

643

652

620

573

597

570

520

2008

490

510

487

400

543

524

IC D

V O N

P SE

A G O

JU L

JU N

M A Y

B R

M A

E EN 573 514

674 574 543 517

613

577

533

606

2008

652

628

609

604

599

638

559

591

569

547

2009 2010

IC D

V O N

T C O

P SE

O A G

L JU

N JU

M A Y

B R A

R M A

2010

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

597

574

2009

200

666

618

576

653

611

617 533 516

658

631

588

800

COCHABAMBA

749

800

El departamento de La Paz es el segundo mayor consumidor de diésel en el país. El volumen promedio de consumo que tiene es de 592 m3/día. Alrededor del 93% de este combustible comercializado proviene de la importación del producto.

600

El consumo de diésel en Santa Cruz creció un 20% en promedio en las últimas tres gestiones, llegando a consumir 1.221 m3/día en el 2008, 1.420 m3/día en el 2009 y 1.405 m3/día en el año 2010. Las poblaciones más consumidoras son: Puerto Suárez y Chiquitos.

cRECIÓ UN 20% EN PROMEDIO

1.068 1.045

1.038 958

1.609

1.574

1.560

1.524 1.504

1.478

1.053

1.088 1.000

1.568

1.543

1.449

1.500

EN E

Santa Cruz

2.000

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Tiene el 16% del consumo total Cochabamba consume en promedio 582.000 litros por día, siendo el tercer mayor consumidor de este producto en Bolivia con el 16%. Durante los meses de enero y julio de 2010, el consumo muestra una tendencia creciente. Su tasa de crecimiento anual es del 4%.

16 al 30 de Septiembre | 2010

Petróleo & gas Mantiene su consumo anual

300

203

199

193

218 214

229

215

228

216

239

226

229

2008

223

2009

199

El consumo promedio de diésel en la ciudad de Oruro se mantiene y es de 216.000 litros por día. Al igual que otros departamentos de Bolivia, el volumen consumido durante enero y julio de 2010 fue mayor al consumido en el mismo periodo de gestiones pasadas.

2010

150 100 50

N O

T O

SE P

A G O

A Y M

A B R

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Creció de forma constante

800 617 600

POTOSí

Potosí mantuvo un volumen regular de consumo de este carburante, llegando en promedio a los 207.000 litros por día, de los cuales la ciudad capital consume alrededor del 60% y el resto otras poblaciones. El consumo incluye poblaciones como: Uyuni, Tupiza y Villazón.

400

543

524

533 518 487

573 514

490

510

674 604

613 574 543577

606

638

559

533

517

652

628

609

2008 599 569

547

D IC

O V

O C

O A G

N JU

M A Y

A B

M A R

E EN

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Incrementó su demanda diaria

149

125

El consumo promedio de diésel en Chuquisaca de enero a julio de 2010 asciende a 136.000 litros por día. En el mes de julio de este año el consumo ascendió a 146.000 litros por día, de los cuales el 93%, es decir, 136.000 litros por día. La localidad de Monteagudo consume 7%, unos 9.600 litros por día.

2009

129

124

115

2008

152

127

141

130

117

113

108

146

136

134

2010

O N

A G

A Y

R B A

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Poblaciones con mayor pedido

350 300

276

250

TARIJA

En Tarija, las poblaciones aledañas como Yacuiba, Villamontes y Bermejo son los mayores consumidores de diésel. Es el cuarto departamento en la escala del consumo de diésel en el país. Durante enero y julio de 2010, el consumo promedio de este combustible fue de 236.000 litros por día.

215

228

200

217

181 189

150

165

245 220

233

169

259

224

234 193

165

138

2008

117

La comercialización de diésel en el departamento de Beni incluye los volúmenes vendidos en Trinidad, Riberalta y Guayaramerín. Sólo en Trinidad durante el mes de julio de 2010 se consumió el 47% del total en el departamento con un volumen de 57.600 litros por día.

2009

98 96

2010

C T

A G

N JU

A Y M

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El consumo es demasiado bajo

34 30

27 21

2009 2010

23 23

2008

19 15

22 18

P SE

O A G

L JU

N JU

A Y M

R B A

R A M

FE B

COBIJA

El consumo de diésel en el departamento de Pando representa apenas el 2% del total a nivel nacional. Durante enero y julio de 2010 se consumió en promedio 21.000 litros por día. En las últimas gestiones muestra un crecimiento sostenido.

R A B

R A M

B FE

126

130

114

117

118

La venta de diésel es intensiva

122

105 118

104

100

T O

O A G

A B

M A Y

M A

E EN

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

125

2010

BENI

191

125

215

2009

100

150

230

178

175

100

236

222

200

202

2008

266

251

257 227

146

136

110

149 146

CHUQUISACA

139

111

104

114

100

2010

136

123

122

2009

591

200

150

597

EN E

M A R

198

214 215

220

203

246

235

198

228

225

207

200

238 232

ORURO

250

Fuente: Boletín Estadístico-Julio 2010/Ministerio de Hidrocarburos y Energía

16 al 30 de Septiembre | 2010

“

Foto: Eduardo Zabala/Reporte Energía

YPFB Chaco

Foto: Eduardo Zabala/Reporte Energía

“

La compañía es la única petrolera que cuenta con tres equipos de perforación que operan de manera simultánea en el país en este momento

Foto: Eduardo Zabala/Reporte Energía

PETRÓLEO & GAS

Equipos de control miden la profundidad de la perforación del pozo

A través de estas máquinas se extrae un fluido de perforación

Desde las islas de control se mide la temperatura y presión en la que se opera

La compañía Cuenta con la mitad de las perforadoras del país

Chaco invierte $us 6 millones en perforación de pozo dorado x3-st Foto: YPFB Chaco

Los resultados de la perforación se tendrán en las próximas semanas. El propósito que tiene la compañía es llegar a la arenisca Guanacos. La compañía está perforando simultáneamente los pozos Bulo Bulo 10 y Humberto Suárez Roca 11. TEXTO: Paola méndez l.

a petrolera YPFB Chaco S.A., subsidiaria de YPFB Corporación, reveló que tiene planificado in-

vertir 6 millones de dólares en la perforación del pozo Dorado X3-ST, cuyos resultados se tendrán en las próximas semanas. Reporte Energía hizo un recorrido por el lugar con el propósito de conocer las instalaciones y observar el proceso que se sigue en la etapa de perforación. La compañía informó que simultáneamente están perforando los pozos Bulo Bulo 10 y Humberto Suárez Roca 11. Durante la visita, Jorge Rosas, “Company man” de la compañía, expli-

Los resultados de la perforación de este pozo se tendrán en algunas semanas más. Un equipo de profesionales trabaja arduamente en este proceso

có que la perforación se realiza con un

de petróleo con un caudal de 10 millo-

Chaco demostrar su liderazgo en el

equipo SAI 379 bajo extremas medidas

nes de pies cúbicos al día (MMpc/d),

sector de hidrocarburos, cumpliendo

de seguridad.

según las primeras pruebas realizadas

con eficiencia y transparencia su plan

• Elevación del pozo es de 427.2 metros.

por la compañía.

de inversiones previsto para esta ges-

• El objetivo es llegar a la Arenisca Guana-

tión”, dice un comunicado de YPFB

cos (Formación Iquiri, Devónico Superior).

Chaco.

• La profundidad final propuesta es de

El pozo Dorado X3-ST se encuentra

Datos dEl pozo

localizado en la provincia Cordillera del

De acuerdo a los informes propor-

departamento de Santa Cruz, distante

cionados por YPFB Chaco, Dorado 1005

a unos 90 kilómetros de la ciudad.

incrementará el suministro de gas para

La compañía es la única petrolera

4350 m MD, 4298 m TVD -3864 m TVDSS.

el consumo interno en Bolivia y la ex-

que cuenta con tres equipos de perfo-

• La clasificación del pozo es “pozo de

portación a otros mercados vecinos.

ración que operan de manera simultá-

avanzada”.

Por otro lado, cabe destacar que hace días atrás entró en producción el Pozo Dorado 1005 de gas condensado

“Esta producción le permite a YPFB

nea en el país en este momento. ▲

16 al 30 de Septiembre | 2010

PETRÓLEO & GAS

“

no es posible que no se realice una fiscalización marcada en campo, para tener el volúmen real de producción y por ende de regalías petroleras para el departamento

“

José Padilla, director de Minería e Hidrocarburos de la Gobernación cruceña

Cochabamba y tarija ya implementan el sistema

gobernación cruceña fiscalizará producción hidrocarburífera el 2011 30 campos petroleros estan concentrados en el departamento de Santa Cruz

Patujusal

Junín

RESERVAS ENERGÉTICAS

TEXTO: lizzett vargas o.

l Gobierno Departamental Autóno-

Palacios Yapacaní

Los Cusis H. Suárez Roca Santa Rosa W.

Cascabel

mo de Santa Cruz, prevé iniciar la

San Ignacio Palometas Sirari Enconada

Vívora

fiscalización de sus ingresos hidroN

carburíferos desde el 2011, mediante la

Santa Cruz de la Sierra

medición en los propios campos petrole-

Campos hidrocarburíferos Capital de departamento

Colpa

Montecristo El Dorado Warnes Naranjillos Tundy Palmar Tita Río Seco La Peña Río Grande

ros de los volúmenes de producción, ayudados por un sistema informático. En este tema José Luis Padilla, director de Minas e Hidrocarburos de la Gobernación cruceña, explicó que la fiscalización

Tacobo

in situ es fundamental, puesto que hasta

Tatarenda

ahora sólo se la realiza manualmente y

Santa Cruz

por planillas que entrega cada tres meses Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Guairuy

Ante la falta de control de los volúmenes de producción de petróleo, gas y gas

Camiri

Elaboración Reporte Energía/Fuente: Dirección de Minas e Hidrocarburos de la gobernación cruceña

Desarrolló un sistema de cálculo de regalías, para tomar en campo los volúmenes de producción hidrocarburífera. La información será cruzada con las planillas de YPFB. El control mensual en alrededor de 30 campos se hará desde el 2011.

Cambeti

En el departamento de Santa Cruz se encuentran alrededor de 30 campos petroleros que serán fiscalizados en campo desde el 2011

licuado de petróleo, las cuatro gobernaciones productoras de hidrocarburos de-

sual y se prevé realizar muestreos quince-

res por errores de un centésimo en medi-

proceso de producción y comercialización

sarrollaron un sistema o modelo de cálculo

nales.

ción de volúmenes, comentó Padilla.

de hidrocarburos, que la empresa está

La segunda fase de fiscalización, se

Aismismo, el control que se pondrá en

obligada a ejecutar en base a la Ley de

Este software, actualmente es imple-

realizará más adelante con las reservas

ejecución desde el 2011 también incluirá

hidrocarburos del Estado boliviano y otras

mentado por las gobernaciones de los

comprobadas, para tener una relación

un sistema para calcular las regalías mine-

normas.

departamentos de Cochabamba y Tarija,

de producción versus reservas. Esto evi-

ras. “Creemos que son los dos temas más

Para efectuar el cómputo se requiere

restando las de Santa Cruz y Chuquisaca.

tará que se pueda dar una superproduc-

importantes, porque de ahí dependen los

datos de producción y las ventas realiza-

ción, remarcó Padilla.

recursos para el departamento y esto sig-

das del mercado interno o externo, con

nifica el 85 % de los ingresos que tiene la

lo que se controlará el pago que se reali-

Gobernación”, apuntó.

ce a las distintas gobernaciones, además

de regalías a través de la firma Avatech.

En Santa Cruz, donde actualmente se encuentran alrededor de 30 campos pe-

En este tema, se conoció que la Go-

troleros, se requerirían al menos 3 ingenie-

bernación cruceña solicitó recientemente

ros de campo para implementar el nuevo

un reajuste de ingresos, mediante una con-

sistema de fiscalización.

ciliación de cuentas con el Ministerio de Hi-

Los datos de los volúmenes de pro-

drocarburos por volúmenes producidos.

de mantener un control de los créditos o AVA-RP Sytem

deudas y hacer cálculo de las penalidades

El objetivo del software AVA – RP

que pueda existir durante el proceso de

ducción serán ingresados directamente al

En anteriores gestiones, hubo com-

Sytem es calcular regalías, participaciones

producción, por quemas de gas y otros

programa informático y éste hará el cálculo

pensaciones de hasta 4 millones de dóla-

e IDH, así como otros pagos derivados del

aspectos. ▲

de las regalías que corresponde al departamento, detalló Padilla.

RESPALDO EN LA Ley 3058

Cuando Yacimientos haga la lectura de producción en un campo petrolero del departamento cruceño, estarán presentes un fiscal de la Gobernación, un fiscal de YPFB y el ingeniero de campo de la empresa operadora, explicó Padilla. Con la nueva fiscalización, la Gobernación cruceña no tendrá que esperar tres meses para obtener el dato de producción de hidrocarburos, que entrega Yacimientos. Otra de las ventajas es que se podrá cruzar la información obtenida con la oficial. Según el proyecto de la Gobernación, los controles se realizarán de manera men-

• El artículo 18 de la Ley 3058, habla de la conformación de un Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos, cuya labor será coordinada con las “instancias competentes de hidrocarburos”, que se refiere a las gobernaciones, mediante sus asesorías o secretarías de Energía. • Se añade que “Los volúmenes y composición de hidrocarburos producidos tanto para la exportación como para el consumo interno y su transporte, serán controlados por este Centro que conta-

rá con la capacidad técnica, administrativa, de infraestructura y equipamiento necesarios”. • Por reclamo de las regiones, se aprobó en la Cámara Alta del Congreso una ley, en la que se especifica claramente que los datos de producción podrán tener acceso “prefecturas (gobernaciones), municipios, universidades y público en general”. • El artículo 2 de la Ley aprobada en Senadores dice: “Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de acuerdo

a las competencias conferidas por la Ley No. 3058 de fecha 17 de mayo del 2005, implementará el Sistema de Fiscalización, Información, y Control sobre la producción y comercialización de hidrocarburos, así como la liquidación de regalías e IDH en el plazo de sesenta (60) días computables a partir de la publicación de la presente Ley. Al sistema deberán tener acceso irrestricto y permanente las prefecturas (gobernaciones), municipios, universidades y público en general”.

16 al 30 de Septiembre | 2010

“

Tenemos dos plantas de refinación, cuya capacidad será ampliada. La primera puede contener 15.000 mbpd y la otra 5.000 MBPD

“

Percy Kinn Monasterio, gerente de la Refinería Guillermo Elder Bell

Foto: Eduardo Zabala/Reporte Energía

Petróleo & gas

En la refinería trabajan alrededor de 150 personas y cerca de 90 contratistas. El objetivo es aumentar su capacidad de procesamiento de crudo para abastecer el mercado interno

Refinería en Santa cruz

Guillermo Elder bell ampliará su capacidad en 20% hasta el 2012 Pretende ampliar su capacidad de 20.000 Mbpd a 24.000 Mbpd. La compañía también invertirá en la instalación de tres turbogeneradores y en la adecuación de la última tecnología en sus sistemas de control en los próximos años.

a refinería “Guillermo Elder Bell” ubicada en Palmasola a 10 kilómetros de Santa Cruz de la Sierra, ampliará su capacidad diaria de refinación en 20 por ciento hasta el 2012. Percy Kinn, gerente de la Refinería Guillermo Elder Bell, señaló que la compañía pretende subir su capacidad de 20.000 Mbpd (millones de barriles de petróleo por día) a 24.000 Mbpd en los próximos dos años. “Tenemos dos plantas de refinación, cuya capacidad será ampliada. La primera tiene una capacidad nominal de 15.000 Mbpd y la otra únicamente 5.000 Mbpd”, explicó. Al respecto, dijo que la planta de 15.000 Mbpd será desarrolada para que refine 18.000 Mbpd, y que, la planta de 5.000 Mbpd será incrementada para que

Opinión

INCREMENTO DE LA CAPACIDAD 2009

2010

2011

2012

RSCZ

RCBA

Capacidad de planta (Mbpd)

Nueva Refinería Capacidad Tortal

Fuente: Plan de Inversiones 2009-2015/YPFB Corporación

procese 6.000 Mbpd hasta el 2012. En ese marco, el ejecutivo también indicó que la refinería Guillermo Elder planea invertir en la instalación de tres turbogeneradores que provean de energía a las plantas, porque los que tienen son antiguos. Asimismo, sostuvo que la compañía apuesta por la instalación de última tecnología en sus procesos de control, y que ya adjudicaron la instalación de un nuevo sistema digital de control que se distribuirá en todas las unidades de procesamiento. Consultado sobre las inversiones que la refinería realizará en los próximos

dos años, Kinn indicó que desconocía el monto exacto disponible, pero que era “bastante significativo”. En este marco, de acuerdo al programa de inversiones que contempla el Plan de Inversiones 2009-2015 presentado por YPFB Corporación, YPFB Refinación invertirá en diferentes proyectos de la refinería Guillermo Elder Bell 63,7 millones de dólares. Según este Plan de Inversiones, la refinería de Santa Cruz invertirá en la adecuación del área A-300, revamping unidad de crudo, nueva unidad de topping, sistema de control distribuido y nueva unidad de reformación. ▲

Percy Kinn/ gerente

“Queremos ser competitivos” Queremos ser una de las mejores unidades de refinación de América Latina y exportar, pero con rentabilidad. Tenemos que actuar de manera competitiva produciendo derivados del petróleo, operando con seguridad y responsabilidad con el medioambiente. También buscamos ser responsables socialmente para contribuir al desarrollo de Bolivia. Tenemos una serie de compromisos para trabajar de manera competitiva para el país.

Foto: Eduardo Zabala

TEXTO: Paola mÉNDEZ L.

16 al 30 de Septiembre | 2010

Foto: Refinería Guillermo Elder Bell

Seis años sin accidentes con baja médica

Foto: Eduardo Zabala/Reporte Energía

Petróleo & gas

Personal de la refinería que opera bajo normas internacionales de calidad y seguridad

YPFB Refinación • YPFB Refinación ejerce un papel esencial actuando en el rubro de refinación de petróleo operando las dos refinerías más grandes de Bolivia: Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel. • Según YPFB Refinación, con la nueva administración se continúan las actividades manteniendo y aplicando prácticas de gestión, seguridad, medio ambiente y salud cumpliendo normas internacionales.

“Renovamos nuestro compromiso de actuar de manera competitiva bajo la certificación de las normas, con la visión de ser una de las mejores unidades de refinación de América Latina”, señala el comunicado. La refinería de Santa Cruz trabaja bajo las normas ISO 9001:2008 Gestión de Calidad, 14001:2004 Gestión Medioambiental, OHSAS 18001:2007 Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional.

Las plantas de refinación operan las 24 horas del día para entregar los carburantes a YPFB

Foto: Eduardo Zabala /Reporte Energía

Seis años de operaciones sin accidentes con baja médica acaba de cumplir la refinería “Guillermo Elder Bell” de Santa Cruz, es decir, 2190 días que involucran más de 3.7 millones de horas hombre de trabajo continuo de seguridad. “Estos números representan un gran logro y son una muestra del compromiso diario de todo el personal que trabaja con la seguridad, preservación del medio ambiente y la salud”, dice un comunicado de YPFB Refinación. Según YPFB Refinación, las herramientas de Seguridad Medioambiente y Salud (SMS) utilizadas por todo el personal para conseguir este logro, son la identificación de todas las actividades que se realizan, sus riesgos asociados y la sistematización de las acciones que permiten eliminar, aislar, bloquear o convivir con estas situaciones de manera controlada. La revisión periódica de estas acciones y la verificación en campo mediante auditorías de comportamiento e inspecciones de seguridad, permiten corregir desvíos antes de que se conviertan en incidentes o accidentes, explica el documento.

Foto: Eduardo Zabala/Reporte Energía

Cada día salen las cisternas de la refinería con gasolina o diésel para comercializar en el mercado interno

Los sistemas de control que se realizan no son modernos. Hablan de cambiar su tecnología

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legal

TEXTO: iver von borries*

“

No se puede tapar el sol con un dedo” reza el adagio popular y si lo aplicamos al hecho que el arbitraje se ha convertido en la nueva tendencia mundial que va desplazando a la justicia ordinaria como el foro para resolver controversias comerciales, entonces éste se vuelve una irrefutable verdad. Y es que hoy en día, la gran mayoría de las relaciones contractuales comerciales incluyen una cláusula compromisoria o arbitral, que establece que las partes contratantes en caso de tener alguna controversia o disputa que emerja del referido contrato, renuncian a llevarla ante un estrado judicial, pues han decidido resolverla ante un foro arbitral. No es difícil imaginar que en pleno siglo XXI, cuando la internacionalización de las empresas es un fenómeno común -por no decir cotidiano- las partes de un contrato sean las más interesadas en buscar que cualquier controversia que pudiera suscitarse entre ellas, sea solucionada de la manera más rápida y efectiva posible. Recurrir al tradicional poder judicial, en definitiva no condice con este objetivo; una suerte de lentos recursos (apelación y casación, en el caso boliviano) sumado a la acumulación de causas, son motivos suficientes para repensar “enfangarse” en un proceso judicial que representa lo opuesto a lo que el dinamismo del comercio actual busca: celeridad. Si bien el arbitraje de inversión, es decir aquel en el que un inversor extranjero demanda a un Estado, es sólo una rama del arbitraje y sin lugar a dudas la que ha sido más cuestionada en Bolivia, resulta fundamental destacar que el arbitraje comercial entre particulares goza de bondades de las que carece la justicia ordinaria, como son la especialización de los árbitros en la materia sobre la que versa el arbitraje, así como la flexibilidad de elección de la ley de fondo aplicable a la disputa, entre otras. Como es propio de toda materia nueva, el arbitraje ha venido atravesando por un proceso de evolución y adaptación. Tal es el caso de la extensión del convenio arbitral a terceras partes, conocido en la doctrina arbitral como el “levantamiento del velo corporativo”. Esta situación se presenta cuando una empresa matriz (para

efectos de nuestro ejemplo, importante mencionar con solidez financiera) a través de una subsidiaria que carece de activos y que ha sido constituida en un paraíso fiscal (como Panamá o Bahamas, entre otros) suscribe un contrato con una empresa “X”. Bajo el supuesto que la empresa constituida en el paraíso fiscal incumpla el contrato y genere un considerable perjuicio a la empresa “X”, es lógico pensar que resultaría inútil iniciarle un arbitraje, pues aún cuando la sentencia arbitral (llamada laudo) favorezca a la demandante, la escasez patrimonial de la demandada la convertiría en una victoria pírrica. Frente a esta situación, la jurisprudencia arbitral ha establecido que a pesar que la empresa matriz no hubiera suscrito el contrato con la empresa damnificada (es decir, la demandante), en el cual se establecía al arbitraje como el medio para resolver cualquier controversia emergente de dicho contrato, el arbitraje puede ser extensible además contra la primera. Si bien los criterios para lograr la inclusión de terceras empresas (la casa matriz en nuestro ejemplo) varían, instituciones internacionales de renombre como es el caso de la Cámara de Comercio Internacional – CCI con sede en París, a través de su Corte Internacional de Arbitraje, han establecido que dicha extensión puede darse cuando la casa matriz ha participado en las negociaciones previas a la firma del contrato de su subsidiaria o cuando ha intervenido en la ejecución misma del contrato. De esta manera, se quiebra el hasta ahora “cuasi sacro” precepto que el arbitraje surte efectos únicamente entre las partes suscriptoras de la cláusula arbitral. Finalmente mencionar que si bien es cierto que innovaciones jurídicas como las aquí presentadas intranquilizarán a quienes –vía subsidiarias insolventes- han creído blindar legalmente a sus casas matrices, no lo es menos el hecho que el arbitraje es un mecanismo para resolver controversias por antonomasia, que seguirá evolucionando a nivel global. Esa, es una luminosa realidad difícil de tapar. * Abogado experto en Derecho de Gas & Petróleo, Inversiones y Arbitraje. Es Máster en Derecho Internacional Privado y cuenta con Postgrados en Derecho Corporativo y Arbitraje Comercial. Socio del estudio jurídico WAYAR & VON BORRIES. e-mail de contacto: ivervb@wvlegal.com.bo

Foto: Xxxxxxxx

El Arbitraje en franca evolución

16 al 30 de Septiembre | 2010

“

Sólo se está trabajando con 23 empresas nacionales cuando necesitamos por lo menos unas 100 para cumplir con la meta prevista inicialmente

Alejandro Rey, jefe de Redes de Gas de YPFB Santa Cruz

“

PETRÓLEO & GAS

SE PROGRAMÓ 27.000 PARA ESTE 2010, pero faltan empresas instaladoras

INSTALACIONES DOMICILIARIAS DE GAS EN SANTA CRUZ Sólo llegan A 15.000 Foto: YPFB Redes

Según YPFB sólo 23 empresas están instalando las redes tanto primarias como secundarias en el departamento. La meta es llegar a las 39.570 instalaciones hasta el 2011. Este año se prevé una inversión de alrededor de 23 millones de dólares. TEXTO: Paola méndez l.

En la Guardia se busca masificar el uso de gas domiciliario a través de las instalaciones de redes de gas . Ya se está trabajando en la colocación de los ductos

Otros datos

Foto: YPFB Redes

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) decidió reducir a 15.000 sus instalaciones de gas domiciliario en Santa Cruz para este 2010 pese a que a principios de año se programó 27.000. Alejandro Rey, jefe de Redes de Gas de YPFB Santa Cruz confirmó que no se podrá cumplir con las instalaciones previstas para este año, debido a la falta de empresas privadas que realicen este trabajo. “Sólo se está trabajando con 23 empresas nacionales cuando necesitamos por lo menos unas 100 para cumplir con la meta prevista inicialmente”, precisó el ejecutivo. Asimismo, indicó que la estatal petrolera dispuso un presupuesto de 26,5 millones de dólares, pero que de acuerdo a lo avanzado se ejecutará únicamente 23 millones de dólares hasta diciembre de este año. Sin embargo, Rey aclaró que a pesar de las dificultades se está avanzando en la instalación de redes primarias y secundarias (gasoductos) para la dotación de gas que incluye la industria, estaciones de Gas Natural Vehicular (GNV) y las conexiones de gas domiciliario. Los trabajos iniciaron en enero pasado y a la fecha se tienen avances en los tramos Santa Cruz - La Guardia, Tarumá - Jorochito - El Torno, Palmasola - Guapilo, además de otros ductos en el municipio de Camiri, Saipina, Saavedra, Santa Rosa del Sara, Puerto Suárez y Portachuelo, entre otros. También se encuentran en plena labor en la avenida Kuljis, Tres Pasos al Fren-

• En Santa Cruz ya se han realizado 6.000 instalaciones de gas domiciliario en lo que va del año de las 15.000 que se pretenden tener hasta diciembre próximo. • El objetivo de YPFB Redes es llegar a las 39.570 instalaciones de gas domiciliario hasta el 2011.

te, Villa Olímpica, Barrio Magisterio Norte, Santa Ana, Villa Pillín y Los Bosques. En este momento se ejecuta también el tendido de un ducto en el tramo Santa Cruz - La Guardia de aproximadamente 13 kilómetros y 6 pulgadas de diámetro, cuya obra se adjudicó la empresa Prosertec. En el tramo Tarumá-Jorochito-El Tor-

En Jorochito existe un trabajo intenso en el tendido de redes de gas para el abastecimiento interno

no de 4 pulgadas de diámetro, que construye la empresa Río Nuevo, también se tienen avances de consideración. Adicionalmente, hay otros tramos como Palmasola - Guapilo, cuya obra fue

adjudicada a Servipetrol, que aún no se inició, y que, por el momento se espera los permisos y autorizaciones. En similar situación se encuentra el ducto del tramo Cotoca - Guapilo - Pailón. ▲

16 al 30 de Septiembre | 2010

PETRÓLEO & GAS

“

Solicitamos una nueva medición de la calidad del suelo porque quedó la duda que exista contaminación, por lo que pedimos que se realice este estudio

Se realizaron mediciones en Laguna Tacuaral. Descartaron contaminación por pasivos petroleros

“

Luis Alberto Fernández- responsable de RRNN de la Capitanía Kaamy

Técnicos de Utalab recolectaron muestras de suelo en el lugar

COMISIÓN INTERINSTITUCIONAL certificó trabajos

Evalúan suelo de Sararenda X-1 para descartar contaminación Fotos: Franco García/Reporte Energía

Se extrajo porciones de suelo en 10 puntos en un área de unos 30 km2 aledaña al pozo SRR X-1, que actualmente es destinada al almacenamiento de tuberías a utilizarse en la planchada.

Toma de muestras de suelo aledaña a la planchada de Sararenda X-1. La Gobernación cruceña certificó la labor realizada

GUAIRUY: FRANCO GARCíA ENVIADo ESPECIAL

on el fin de descartar de manera definitiva indicios de contaminación por pasivos hidrocarburíferos en el terreno subyacente a la planchada del pozo Sararenda X-1, se realizó a comienzos de mes la toma de muestras de suelo por parte de la Unidad Técnica de Apoyo a los Laboratorios (Utalab), actividad en la que participó como único medio Reporte Energía. Una comitiva interinstitucional conformada por funcionarios de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), YPFB Andina, Gobierno Departamental de Santa Cruz y representantes de la Capitanía guaraní Kaamy, fueron testigos de la extracción de suelo en 10 puntos en un área de unos 30 km2 aproximadamente. El lugar actualmente es destinado al almacenamiento de tuberías a usarse en la planchada del pozo Sararenda X-1. Se conoció que anteriormente este terreno era una fosa de quema y desecho de los pozos 24 y 27 del campo Guairuy, pero luego con el tiempo y por la acción de las lluvias se convirtió en una pequeña laguna, que posteriormente fue rellenada con tierra que salió de la planchada de SRR X-1. Según fuentes de YPFB Andina,

16 al 30 de Septiembre | 2010

PETRÓLEO & GAS anteriormente una empresa certificada por el Instituto Boliviano de Normalización de Calidad (Ibnorca) midió el grado de contaminación del terreno aledaño a la planchada del pozo SRR X-1, cuyos resultados mostraron niveles aceptables. Sin embargo, a pedido de las comunidades de la Capitanía guaraní Kaamy y para evitar cualquier susceptibilidad, se encargó al laboratorio Utalab dependiente de la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno (UAGRM) realizar

nuevamente la evaluación del suelo. “Solicitamos una nueva medición de la calidad del suelo porque quedó la duda de que exista contaminación en este lugar y por eso pedimos que se haga un nuevo estudio”, indicó Luis Alberto Fernández, responsable de Recursos Naturales de la Capitanía Kaamy, que participó en la inspección a nombre de los 4.000 habitantes de las Tierras Comunitarias de Origente (TCO) guaraní.

Las muestras de suelo se tomaron en 10 puntos diferentes

Por otro lado, el dirigente indígena comentó que adicionalmente se realizaron estudios de las quebradas Tamanacuna y Tacuaral que proveen agua a diferentes comunidades de la Capitanía Kaamy y desembocan en el río Parapetí, cuyo resultado señalaría que “se tiene bajo niveles de contaminación”. Por otro lado, las obras finales en la planchada del pozo Sararenda X-1 culminaron y está lista la estructura para la colocación del equipo de perforación,

que debe comenzar sus actividades el próximo mes. Según funcionarios de la empresa Vialco SRL, que está a cargo de las obras civiles, la compactación del espacio físico que asegurará las futuras estructuras en las obras de la planchada quedó pendiente, puesto que debía conocerse primeramente el peso del equipo de perforación, por lo que ahora habiéndose determinado este aspecto se aceleró la conclusión del trabajo. ▲

Los obras civiles en la planchada de SRR-X1 están en su fase final

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petróleo & gas

“

Nuestra empresa posee la tecnología de liquefacción de pirólisis, que permite extraer petróleo a través de reutilización de residuos de plástico y de aceite para motor

“

Wonsang Lee – director de Technoforces

plantean utilización de técnicas amigables con el medioambiente

inversores sur coreanos ofrecen industrializar Recon y residuos La misión empresarial que llegó al país está conformada por representantes de la compañía sur corena Techno Force Inc. y las norteamericanas Green Energy Group y Energy USA Inc. Se reunirán con empresas e instituciones. TEXTO: franco garcía s.

n grupo empresarial de Corea del Sur y de EEUU llegó a Bolivia para ofrecer al Gobierno Nacional, al municipio cruceño y cooperativas locales una alianza para invertir más de 900 millones dólares a fin de refinar la producción de crudo reconstituido (Recon) y montar una planta para extraer petróleo a través de la reutilización de residuos de plástico y de aceite para motor, entre otros proyectos. Según Richard Ko, representante en Bolivia del grupo de empresas coreanas

y norteamericanas, con la planta de refinación de Recon a instalarse en el país se pretende obtener aceite, gasolina y diesel. Actualmente se exporta la producción bruta de crudo reconstituido. En el otro caso, Wonsang Lee, director de Technoforces, indicó que “nuestra empresa posee la tecnología de liquefacción de pirólisis (pyrolysis liquefaction), que permite la extracción de petróleo a través de la reutilización de residuos de plástico y de aceite para motor. Hacemos pirólisis en un estado sin oxígeno, promoviendo así una mayor economía, con producción de aceite reutilizado de alta calidad en un proceso amigable con el medio am-

biente”. Respecto a la planta de refinación de Recon, Ko dijo que las empresas que representa intentarán conformar una sociedad con la estatal petrolera, en la que YPFB tendría el 49 por ciento de participación y el restante porcentaje correspondería a la compañía de capitales coreanos y norteamericanos. Por otro lado, se conoce que la delegación internacional ya estuvo previamente en el país y realizó contactos con la Alcaldía cruceña, Empresa Municipal de Aseo de Santa Cruz (Emacruz), cooperativa Saguapac y Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) a las que planteó proyectos de reciclaje y de ge-

neración de energía en base a biogás. La misión que llegó al país está conformada por representantes de las empresas Techno Force Inc, Green Energy Group y Energy USA Inc., quienes esperan tener una audiencia con las autoridades del Ministerio de Hidrocarburos y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para explicar su proyecto. En agosto de este año, el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, realizó una visita oficial al Gobierno de Corea del Sur para la firma del Acuerdo de Cooperación Mutua y el fortalecimiento de la amistad entre ambos países. ▲

16 al 30 de Septiembre | 2010

petróleo & gas estatal boliviana se ubicó en el puesto 114

YPFB registró ventas por 4 mil millones de dólares La revista América Economía publicó la lista de las 500 mayores empresas de Latinoamérica. Petrobras se ubicó en el primer lugar del ranking. diales que por años habían estado adelante, como la mexicana Pemex y la venezolana Pdvsa. El nuevo plan de inversiones lanzado en junio pasado, que cubre el periodo de 2010 a 2014, será de 224 mil millones de dólares, o 44.800 millones de dólares al año. Petrobras invertirá un promedio de 122.7 millones de dólares al día en los próximos cuatro años. “Ninguna empresa de la industria petrolera en el mundo tiene este ritmo de inversiones”, indica América Economía Se incluye en las nominaciones a Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguay y Venezuela. Las cifras fueron recopiladas y verificadas por América Economía Intelligence en fuentes oficiales y bolsas de valores en el caso de empresas abiertas. Asimismo en algunos casos fueron solicitadas a través de un cuestionario en el caso de empresas cerradas. En situaciones excepcionales, se ha considerado datos de fuentes secundarias o estimaciones propias. El ranking no incluye bancos o instituciones financieras. ▲

TEXTO: Lizzett vargas O.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos registró en el 2009 ventas por 4 mil millones de dólares en el 2009, con una variación de -23 %, a comparación del año 2008, donde vendió 5 mil millones de dólares, según la revista América Economía. La publicación internacional menciona la cifra de ventas de Yacimientos, que junto a otros montos, fue utilizada para ubicar a la estatal boliviana petrolera en el puesto 114 del ranking de las 500 Mayores Empresas de América Latina. En la lista elaborada por América Economía, se indica que es la primera vez que Bolivia incluye una empresa en el ranking latinoamericano. Según la publicación internacional las empresas estatales siempre encabezan el ranking de las 500 Mayores Empresas de América Latina. En esta nueva versión volvieron a liderar las más altas ubicaciones. El monopolio que las empresas estatales ejercen sobre algunos recursos no renovables, en especial el petróleo,

Revista America Economía, julio 2010

prácticamente garantiza los primeros lugares. Por eso, el número de empresas estatales que están entre las 500 Mayores se ha mantenido bastante estable en el tiempo. Hace 10 años eran 37 estatales, en esta versión son 40, se explica. En este último ranking, la empresa estatal de Brasil Petrobras, se ubicó en el primer lugar de las 500 Mayores Empresas de América Latina por lograr 104 mil millones de dólares en ventas. Petrobras superan a gigantes mun-

20 estatales mejores ubicadas por propiedad PATRIMONIO NETO 2009 US$ MILLONES

PAÍS

SECTOR/RUBRO

VENTAS 2009 US$ MILLONES

UTILIDAD NETA 2009 US$ MILLONES

ACTIVO TOTAL 2009 US$ MILLONES

PETROBRAS

BRA

PETRÓLEO/GAS

104.933,4

16.644,7

198.488,0

91.583,2

PEMEX

M ÉX

PETRÓLEO/GAS

85.319,0

-7.291,8

102.606,8

-5148,7

PDVSA

VEN

PETRÓLEO/GAS

60.663,8

N.D.

PEMEX REFINANCIONÓN

M ÉX

PETRÓLEO/GAS

40.764,5

-7.102,9

38.108,6

911,0

PETROBRAS DISTRIBUIDORA

BRA

PETRÓLEO/GAS

31.635,5

840,0

7.375,6

4.521,9

ECOPETROL

COL

PETRÓLEO/GAS

18.127,4

2.600,5

26.267,6

26.267,8

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

MÉX

ENERGÍA ELÉCTRICA

16.904,1

91,0

61.693,8

29.247,4

ELETROBR ÁS

BRA

ENERGÍA ELÉCTRICA

15.892,2

97,9

76.853,1

43.700,8

PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

MÉX

PETROQUÍMICA

13.211,4

-91,4

10.256,0

3.386,6

CODELCO

CHI

MINERÍA

12.147,8

1.261,7

16.039,1

5.308,6

PEQUIVEN

VEN

PETROQUÍMICA

11.453,6

N.D.

PETROECUADOR

ECU

PETRÓLEO/GAS

8.056,5

N.D.

ENAP

CHI

PETRÓLEO/GAS

7.097,5

200,4

5.559,8

443,8

CORREIOS E TELEGRAFOS

BRA

SERVICIOS GENERALES

6.306,9

67,6

PETRÓLEO/GAS

4.000,0

N.D.

4.015,4

1,829,6

N.D.

144

EMPRESA

YPFB

BOL

N.D.

RK 2009

SABESP

BRA

SERVICIOS BÁSICOS

3.865,5

789,0

12.385,3

6.046,2

117

PEMEX PETROQUÍMICA

MÉX

PETROQUÍMICA

3.837,7

-1.536,3

6.679,4

1.743,2

119

FURNAS

BRA

ENERGÍA ELÉCTRICA

3.490,8

372,0

11.409,8

7.76,8

128

BR/PY

ENERGÍA ELÉCTRICA

3.482,3

596,3

19.724,2

100,0

129

BRA

ENERGÍA ELÉCTRICA

3.226,1

589,5

5.944,8

5.071,3

141

ITAPÚ BINACIONAL COPEL

Fuente: Ránking de las 500 Mayores Empresas/America Economía

16 al 30 de Septiembre | 2010

“

Con los ingresos futuros del departamento de Santa Cruz, se consolidará el departamento autónomo, integrado, productivo, competitivo y exportador

“

José Padilla – autor del estudio de proyección económica al 2025

Foto: Eduardo Zabala

ESPECIAL BICENTENARIO

El departamento de Santa Cruz cumple 200 años de gesta libertaria

EN El MARCO DEL diálogo departamental

Santa Cruz proyecta un 40% de incremento de sus ingresos al 2025 La Gobernación de Santa Cruz proyecta más del 390% de incremento de sus ingresos en los próximos 15 años. Señala como polos de desarrollo, los nuevos proyectos de industrialización en los sectores hidrocarburíferos y mineros. TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

Gráfica de la proyección:

a Gobernación de Santa Cruz, en el marco del diálogo departamental de planificación para el desarrollo económico, realizó una proyección económica hasta el 2025, donde prevé el aumento de sus ingresos en un 40% hasta el 2025. Según los cálculos estimados por la Dirección de Minas e Hidrocarburos del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz al 2025, los ingresos se incrementarán de 565.7 millones de bolivianos en el 2010 a 2.2 mil millones de bolivianos en el 2025. En suma en los 15 años se recibirá un monto total aproximado de 20.8 mil millones de bolivianos. Las cifras del aumento de ingresos para el departamento cruceño significarán un 26% aproximadamente de crecimiento anual en los ingresos departamentales, que a su vez, representa más del 390% de ampliación de los recursos recibidos en los 15 años, señala el estudio de proyección económica.

Fuente: Dirección de Minas e Hidrocarburos

De igual forma, se menciona que la proyección económica de la Gobernación cruceña está basada en ingresos mínimos, sin tomar en cuenta los probables nuevos recursos que se detallan en el estudio. Se estima que las cifras que recibirá el departamento crecerán entre 25% a 40 % en el total de ingresos al 2025. Asimismo, según el documento, el

crecimiento económico de Santa Cruz, se basará en posibles nuevos ingresos para el departamento de Santa Cruz mediante polos de desarrollo de proyectos de implementación de industrias, que beneficiarán a la región y al país. De esta manera, se dará un valor agregado a la producción de materia prima que normalmente se comercializa en bruto.

En este marco, se hace énfasis en la necesidad de fiscalizar las regalías por hidrocarburos, transferencias forestales, regalías mineras, IDH (subsidio y subvenciones) e IDH (coparticipación tributaria) por el Gobierno Departamental para optimizar los ingresos. A su vez, el cálculo por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que recibirá el departamento, se basa en un escenario moderado, puesto que el precio del petróleo que se utiliza oscila entre 50 y 70 dólares el barril entre el 2009 y 2025. La proyección de ingresos por hidrocarburos para Santa Cruz está basada en los datos históricos de ingresos departamentales y los futuros (como las reservas hidrocarburíferas de Percheles-Chaco y Tajibo- PlusPetrol, que están en preparación para empezar la producción), que compensarían la merma de los volúmenes de los campos que están actualmente en producción. Se prevé que en los próximos 4 años entrará en producción el megacampo Incahuasi a cargo de la empresa Total, lo que proporcionará una

16 al 30 de Septiembre | 2010

ESPECIAL BICENTENARIO reserva de mayor volumen a la actual. Bajo esta proyección se asegura el mantenimiento del nivel de ingresos departamentales por regalías. Por otro lado, se manifiesta que las empresas actuales y nuevas deberán aportar al Gobierno Departamental con un monto de dinero que estará incluido en el costo de sus productos, como un aporte al pago social que servirá para continuar con la ejecución de obras de desarrollo en el departamento. Los recursos captados del sector privado servirán para implementar la construcción de carreteras, escuelas, centros de salud, sistemas de riego, fertilizantes, además de la capacitación de nuevas tecnologías útiles para la agroindustria, protección del medio ambiente y otros que las comunidades agroindustriales necesiten para su mejor desarrollo y progreso. Otro de los posibles nuevos ingresos para el departamento cruceño, son los juegos de azar que actualmente se muestra como un sector con crecimiento continuo y significativo, que mueve un flujo de dinero considerable, por lo que se plantea crear un impuesto departamental a este rubro, para fiscalizar la transparencia de estas actividades. ▲

fiscalizarán ingresos desde una unidad La Gobernación cruceña, propone crear una Unidad Fiscalizadora de los Ingresos Departamentales, para mejorar los niveles de recaudación, dándole mayor eficiencia y transparencia al manejo de los ingresos Departamentales, previniendo una mala administración por parte del Gobierno Nacional. “Con los ingresos futuros del departamento de Santa Cruz, se consolidará el departamento autónomo, integrado, productivo, competitivo y exportador

que se pretende”, señala José Padilla, autor del estudio. El Gobierno Departamental autónomo de Santa Cruz recibe por Ley los ingresos de regalías hidrocarburíferas, transferencias forestales, regalías mineras, IDH (Subsidio y Subvenciones), IDH (Coparticipación Tributaria), fondo de Compensación y otros. Actualmente los ingresos estatales son recibidos sin fiscalización directa, para certificar la exactitud de los montos recibidos.

Diálogo Departamental “Se instituye el diálogo departamental como mecanismo de concertación entre la sociedad civil organizada y los niveles de la administración pública del Departamento Autónomo de Santa Cruz, en el diseño de políticas públicasdepartamentales.” (Estatuto, Art. 73)

Objetivos del Diálogo: • Promover un proceso de diálogo amplio, abierto y plural. • Implementar los Estatutos Autonómicos, concertando las políticas públicas departamentales. • Analizar y concertar el Plan de Desarrollo Departamental. • Planificación flexible y dinámica de la planificacióndepartamental.

puntal ECONÓMICO Santa Cruz es la primera economía regional del país desde 1970, no sólo por su participación en el PIB (27.2%), sino por sus niveles de productividad e internacionalización de sus actividades productivas. A su vez, el 42.8% de la producción agropecuaria y forestal de Bolivia dependen de Santa Cruz. El 35,9% del sector de la industria manufacturera de Bolivia y el 35.2% de la producción y distribución de electricidad, gas y agua son generados en Santa Cruz. Asimismo, el sector comercio con el 27,3% de aporte a nivel nacional y el del turismo, representado por la hotelería y restaurantes, con el 28.5%, son las principales actividades productivas. Se plantea desarrollar proyectos estratégicos como industria siderúrgica en El Mutún, Puerto Busch, venta de electricidad a Brasil, industria gas química, proyecto múltiple Rositas, conexión ferroviaria Santa Cruz - Cochabamba, biocombustibles y producción de líquidos de gas natural, entre otros.

Fuente: Cainco

16 al 30 de Septiembre | 2010

especial bicentenario

“

Pueden haber coyunturas en las que nominaciones y precios pueden variar en el mercado internacional, disminuyendo las expectativas

“

Boletín Estadístico Enero-Junio 2010/YPFB

creció producción de gas y mermó la de líquidos en santa cruz

85% de inversión pública cruceña proviene de los hidrocarburos Mientras la Gobernación de Santa Cruz insiste en el recorte de ingresos por regalías e IDH, el ministro de Hidrocarburos, Fernando Vincenti, destaca los principales proyectos hidrocarburíferos que se ejecutan en la región. TEXTO: Paola méndez l.

nversiones programadas por el Gobierno Departamental de Santa Cruz dependen en un 85 por ciento de los recursos provenientes de las regalías hidrocarburíferas, IEHD, IDH y Fondo Compensatorio. Según José Luis Parada, secretario de Economía y Hacienda de la Gobernación cruceña, la principal fuente de financiamiento que tiene Santa Cruz para concretar diferentes proyectos es a través de la transferencia de ingresos hidrocarburíferos. En ese entendido, Parada explicó que una reducción en la producción de hidrocarburos en el país tiene incidencia directa en la ejecución de proyectos en el departamento. A ello se suma una carta enviada en julio pasado por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas que confirma que la producción de hidrocarburos se redujo, y que por tanto, en la presente gestión la Gobernación no tendrá regalías adicionales. Sin embargo, cabe destacar que de acuerdo al Boletín Estadístico Enero-Junio de 2010 presentado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la producción cruceña de gas natural sujeta al pago del IDH, regalías y participaciones, creció de 5,72 millones de metros cúbicos día (MMm3/d) en 2009 a 6,54 MMm3/d en 2010. En ese periodo la región recibió 26,8 millones de dólares por regalías. En cuanto a líquidos, el informe de la estatal petrolera indica que la producción cayó de 5,15 miles de barriles diarios (MBbl/d) en 2009 a 4,62 MBbl/d en 2010. Consultado al respecto, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, negó que se haya reducido la producción de hidrocarburos, y por el contrario, destacó los nuevos descubrimientos de gas en Santa Cruz. Empero, señaló que los pozos y los campos no son eternos, y que, después de cierto periodo de producción entran

en un proceso de declinación. Además, Vincenti, hizo énfasis en las nominaciones del mercado que están sujetas a variaciones en los volúmenes según los contratos establecidos. “Pueden haber coyunturas en las que las nominaciones y precios pueden variar en el mercado internacional, lo que puede disminuir las expectativas previstas”, explicó el ministro. No obstante, el Gobierno Departamental ratifica el recorte de los ingresos por regalías petroleras en un 33 por ciento de Bs 463 millones en 2008 a Bs 310 millones en 2010. Pero destaca los proyectos en los que se está trabajando dirigidos a la construcción de carreteras, caminos, calles, bardas, coliseos, sistemas de agua y tanques elevados, además de proyectos en educación y salud. Por otro lado, entre los proyectos petroleros a ponerse en marcha en Santa Cruz están la próxima perforación del pozo exploratorio Sararenda X1, cuya conclusión está prevista para septiembre del año 2011. También se puede mencionar el descubrimiento comercial del reservorio de gas natural y condensado en el campo Río Grande de Santa Cruz. Las reservas proyectadas oscilan entre 0,7 y un trillón de pies cúbicos (TCF). El pozo descubridor es el RGD-22, pero en un nivel más profundo, puesto que ya produjo entre 1968 y 2001. Por su parte YPFB Chaco perfora el pozo El Dorado X3-ST, además de Humberto Suárez Roca 11. La perforación de El Dorado X3-ST, tiene una inversión de 6 millones de dólares. El pozo se encuentra ubicado en la provincia Cordillera. El pozo Aquio X-1001, que se encuentra en plena perforación registra un avance de alrededor del 50 por ciento. Finalmente, se inició el desarrollo del campo Percheles con la intervención del pozo PCH-X1001. Posteriormente siguió con la perforación de dos pozos nuevos de desarrollo (PCH-1002 y PCH-1003) y continuó con la intervención de los pozos DRD-1001 y DRD-1002. ▲

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES (MMm3/día)

PROD. DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIP. ENERO - JUNIO 2010 (MBbl/día)

REGALÍAS santa cruz (MM$us) ENERO - JUNIO 2010

Fuente: Boletín Estadístico Enero-Junio 2010/YPFB

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especial bicentenario PROYECCIÓN DE HIDROCARBUROS DEL DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ FUNDAMENTADAS EN EL PRINCIPIO DE DECLINACIÓN Nº

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

21.443,13

15.702,64

2016

2017

2018

2019

2020

3.306,71

2.072,16

Camiri

63.810,00

54.605,24

45.294,46

36.418,69

28.383,89

11.146,17

7.669,15

5.114,90

Guairuy

4.954,57

559,60

40,86

1,93

0,06

136.546,43

88.089,65

52.825,48

29.446,67

15.258,19

7.349,26

3.290,48

1.369,45

529,80

190,52

Rio Grande

196.747,82

La Peña

102.522,01

98.195,58

93.244,18

87.782,20

81.930,61

75.812,51

69.548,94

63.255,04

57.036,75

50.988,15

45.189,63

Sirari

56.189,45

18.671,98

4.297,72

685,17

75,66

5,79

0,31

0,01

Vibora

220.697,35

148.028,23

91.664,56

52,404,41

27.659,46

13.478,11

6.063,51

2.518,42

965,70

341,87

111,74

Cascabel

Yapacaní

92.459,70

41.581,85

15.314,16

4.618,70

1.140,74

230,72

38,21

5,18

0,58

0,05

Arroyo Negro

1.755,27

504,65

113,08

19,75

2,69

0,29

0,02

46.882,50

24.905,21

11.658,18

4.808,70

1.747,76

559,75

157,96

39,28

8,61

1,66

0,28

0,04

Los Peñoscos

Los Sauces

21.509,32

12.985,40

7.086,79

3.496,31

1.559,32

628,68

229,13

75,49

22,49

6,05

1,47

H. Suarez Roca

99.224,57

82.280,13

65.721,26

50.565,22

37.474,26

26.751,58

18.395,05

12.183,93

7.773,37

4.777,12

2.827,86

63,69 39.706,65 33,72

0,32 1.612,45

Los Cusis

78.610,07

39.484,46

16.694,96

5.943,38

1.781,12

449,35

95,44

17,06

2,57

0,33

0,03

Patujusal

96.032,32

42.364,59

15.867,40

5.045,75

1.362,27

312,26

60,77

10,04

1,41

0,17

0,02

Montecristo

5.516,63

4.746,28

3.962,50

2.523,53

1.925,01

1.424,93

1.023,50

713,38

482,49

316,66

142,03

0,84

12.332,88

7.530,63

4.166,31

2.088,45

948,53

390,33

145,53

49,16

15,05

4,17

1,05

0,24

67.424,37

52.391,97

39.447,42

28.779,18

20.344,00

13.935,29 20.955,69

Patujusal Oeste

Tatarenda

Colpa

157.963,00

148.308,94

134.922,78

118.934,87

101.587,23

84.076,57

Caranda

248.986,05

222.493,41

194.396,18

166.068,29

138.712,03

113.284,37

90.459,52

70.626,38

53.914,81

40.241,82

29.368,09

Tacobo

56.750,69

44.846,54

33.413,83

23.472,69

15.546,73

9.708,56

5.716,23

3.173,25

1.660,88

819,62

381,35

Surubi Noroeste

0,99

0,12

167,29 -

Cambeiti

4.896,52

1.903,25

612,39

163,11

35,96

0,01

Naranjillo

40.071,73

37.530,44

34.579,25

31.342,51

27.947,21

24.514,87

21.154,71

17.958,53

14.997,58

12.321,33

9.958,20

7.917,54

1.608.054,48

1.168.073,68

861.140,50

597.491,32

499.865,73

388.836,63

303.967,52

237.764,01

185.599,21

144.408,71

111.997,61

86.666,74

TOTAL AÑO

6,56

201,66

Fuente: Dirección de Minas e Hidrocarburos del Gobierno Departamental de Santa Cruz

16 al 30 de Septiembre | 2010

PETRÓLEO & GAS

Cuál debe ser la visión energética de Santa Cruz en su bicentenario? En las próximas décadas el desarrollo de negocios paralelos a la industria del gas natural, particularmente, se van a desplegar de manera extensiva en Santa Cruz: servicios, infraestructura, logística, transporte, desarrollo tecnológico y servicios petroleros. Por ello, desde la Gobernación debe apostarse a que Santa Cruz sea promocionada como centro gravitante de operaciones en exploración, explotación, comercialización y otros servicios de la cadena de hidrocarburos. ¿Seguirá siendo importante el gas para Bolivia? Una reflexión en este aniversario regional. Es un hecho por demás conocido que Bolivia es la segunda reserva de gas natural del continente, no asociado a líquidos, con posibilidad de probar mucho más de 100 TCF (trillón de pies cúbicos) porque apenas el 15% del territorio boliviano fue sometido a exploración petrolera-gasífera y su ubicación en el centro del cono sur nos hace gravitantes a la hora de generar proyectos de integración en infraestructura energética, inversiones a escala y modernización tecnológica. Para “buena suerte” de Bolivia todos sus vecinos, incluido el Perú, tienen déficit de gas, combustibles y productos energéticos (entiéndase plásticos, úrea, diésel) y electricidad. Y para mayor suerte nuestra: todos esos productos de valor agregado al gas, particularmente, pueden ser producidos en Bolivia. ¿Cuál el rol de Santa Cruz en ese escenario energético que describe? En ese contexto, la región económica más activa de Bolivia, como es Santa Cruz, que tuvo la habilidad de generar una proactiva clase empresarial productiva en servicios, comercio e industria, tiene el potencial de constituirse en centro de operaciones y –en eje estratégico coordinado con la región productora gasífera del Chaco en el sur boliviano- en zona de atracción de capitales para fo-

boris gómez úzqueda, consultor en energía

“Santa Cruz debe apostar a la energía” Para el experto el objetivo de la región debe ser consolidar industrias e inversiones privadas en generación de proyectos de electricidad, combustibles, GLP, gas y derivados. mentar la construcción de infraestructura energética para valor agregado. La posición territorial de Santa Cruz la convierten en eje integrador de varios corredores económicos del Cono Sur con la oportunidad histórica –bajo liderazgo de una visión global y democrática- de proponer un modelo de desarrollo social y económico basado en oferta de energía a bajo costo, promoviendo exploración, explotación y comercialización de gas, que con valor agregado hagan de la región un motor de suministro energético continental. ¿Y la minería? La apuesta de Santa Cruz, por los próximos veinte años, más allá de la agricultura y ganadería es la energía, que –adicionalmente- va de la mano de la minería siderúrgica del Mutún que es otro elemento de desarrollo que requerirá inversiones en suministro de gas, por ejemplo. ¿Cómo va el consumo regional de electricidad, GLP, diésel, gas y combustibles? Bueno la demanda interna de energéticos creció ante una oferta no tan amplia de diésel, particularmente, que es importado de Venezuela, así como también crecerá la demanda eléctrica y de gas, lo que obligará a mejorar las condiciones de infraestructura actual para re articular el sistema de distribución y permitir un nuevo despegue de Santa Cruz como centro industrial. No olvide que la industria crece a la sombra de la energía barata. ¿Qué debe hacer la región? El objetivo es consolidar industrias e inversiones privadas en generación de

Foto:Reporte Energía

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

Boris Gómez Úzqueda. Consultor de hidrocarburos del sector privado. Vicepresidente Centro Investigación y Desarrollo Energético y Ambiental. Asesor Técnico Foro Internacional del Gas Tarija 2010.

proyectos de electricidad, combustibles, GLP, gas y derivados que, en un ambiente de nuevas reglas y de certidumbre, sean el acicate para incentivar a la industria regional y boliviana, reducción de la pobreza y generación de ingresos fiscales. En este bicentenario la apuesta es sin duda por la inversión nacional y departamental, identificación de temas prioritarios en hidrocarburos y energía, con la priorización de alianzas con capitales privados nacionales y externos en consolidar modelos de oferta y demanda de gas, GLP, GNV, líquidos y electricidad. ¿Podrá participar Santa Cruz del proceso de industrialización que señala el Gobierno? Sin duda que debe haber una activa participación de Santa Cruz en el modelo de industrialización a escala de gas natural, consolidando adicionalmente la integración energética con Beni y Pando –a través del gasoducto al Beni y el

transporte de gas a Pando- y elaborando técnicamente proyectos viables para estimular –en paralelo a las inversiones en exploración, explotación, comercialización e industrialización de gas naturalinversiones en nuevas energías, como biocombustibles. En consecuencia la Gobernación de Santa Cruz –en este bicentenario- debe proponer técnica y documentadamente la reforma al sistema energético y de hidrocarburos, con un proyecto de Ley de Hidrocarburos y reforma del sistema eléctrico con un proyecto de Ley de Electricidad, en coordinación con la Brigada Parlamentaria. Asimismo debe iniciarse diálogos para formular estrategias con municipios, compañías ex capitalizadas, privadas y otros niveles para –también como iniciativa de la Gobernación- elaborar perfiles de negocios de industrialización a escala en gas a líquidos, promoviendo inversión específica. ▲

16 al 30 de Septiembre | 2010

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El departamento de Santa Cruz, cuenta con los yacimientos minerales más importantes en cantidad y calidad ubicados en la zona del Precámbrico

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Proyección económica 2010-2025, Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

Foto: Reporte Energía

minería TEXTO: lizzett vargas o.

el 2010 hasta el 2025, el departamento de Santa Cruz recibirá 11.7 mil millones de bolivianos por ingresos provenientes del Mutún (del contrato Jindal y Empresa Siderúgica Mutún (ESM), más el del otro 50% del cerro por licitarse, según una proyección económica realizada por la Dirección de Minas e Hidrocarburos de la Gobernación cruceña, La obtención de la cifra proyectada hasta el 2025, depende de la puesta en marcha del contrato que tiene firmado la empresa Jindal Steel Bolivia con el Estado boliviano con una inversión programada de 2.100 millones de dólares. El proyecto que está próximo a iniciarse, contempla varias etapas hasta la industrialización. La siderurgia traerá impactos positivos para el país y la región reflejados en el incremento de ingresos para el departamento, acota el estudio. La explotación del otro 50% del cerro Mutún aún no fue licitada, pero se cuenta con propuestas como la de la Compañía Republic Gold Limited de Australia, quién suscribió en septiembre del 2009 una carta de intenciones con la Gobernación cruceña, para alianza y cooperación estratégica institucional a fin de explorar y explotar el cerro Mutún en el área no adjudicada a la empresa Jindal. Asimismo, el presidente de la ESM, Sergio Alandia, recibió diversas propuestas para explotar la parte del cerro Mutún no concesionada, entre ellas la de Comibol y otras empresas del exterior del país. Actualmente, el potencial de explotación del cerro Mutún es altamente rentable, puesto que se espera que en sus primeros cuatro años genere anualmente 21.4 millones de bolivianos, tanto en

El proyecto Mutún, genera expectativa para el desarrollo de la región oriental.

estudio económico 2010-2025 DE La gobernación cruceña

El mutún GENERARÁ bS. 11 mil millones de INGRESOS El área de contrato con Jindal, por la explotación de hierro, daría Bs. 21.420. 000 de ingresos en sus primeros cuatro años. Esperan inversión para explotación de minerales el área concesionada a la empresa Jindal Steel Bolivia, como en la parte que resta aún licitarse. Del 2010 al 2025 en el área adjudicada a Jindal Steel Bolivia se espera obtener 10. 4 mil millones de bolivianos de ingresos para la región. En el otro 50% del Mutún desde el 2020 al 2025 se recibiría 1.3 mil millones de bolivianos. Por otro lado, el departamento de

Proyección económica por ingresos del mutún 2010-2025 (En Bs.)

Santa Cruz, también cuenta con yacimientos minerales ubicados en la zona del Precámbrico, identificados a través de los trabajos de investigación efectuados por el Servicio Nacional de Geología y Técnico de Minas (Sergeotecmin). En este sentido, se determinó como zonas con yacimientos mineralógicos a las Fajas Polimetálicas de Sunsas, Ferro Manganesífera Mutún-Tucavaca y Auro-

manganesífera del Craton del Paraguá. Luego se tiene áreas recubiertas e interpretadas del precámbrico boliviano, donde se demuestra la dimensión de las áreas potenciales mineralógicas, en las que debe invertirse en la parte complementaria en la exploración. Asimismo, se detectaron minerales metálicos y no metálicos del Precámbrico. ▲

Proyección económica del otro 50% del mutún por LICITARSE 2020-2025 (En Bs.) 700.000.000

1.200.000.000

600.000.000

1.000.000.000

500.000.000 800.000.000

400.000.000 600.000.000

300.000.000

400.000.000

200.000.000

100.000.000

0 2010-2013

2014-2018 años

2019-2025

Fuente: Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

2020-2023

años

2024-2025

Fuente: Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

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MINERíA Potencial Minero de Bolivia

Fuente: Dirección de Minas e Hidrocarburos / Gobernación cruceña

Minerales y Rocas Industriales

Fuente: Dirección de Minas e Hidrocarburos / Gobernación cruceña

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ARTE SIMMER

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PETRóLEO & GAS

n honor al Bicentenario del primer grito libertario de Santa Cruz, la última semana de Septiembre se realizará la reunión extraordinaria de la Zona de Integración del Centro Oeste de América del Sur (Zicosur), que tiene como uno de sus propósitos principales integrar al sector energético de los países miembros de este organismo. Las temáticas específicas se plantean en diez comisiones permanentes de trabajo. Entre ellas, la de Energía tiene como meta promover las condiciones para la complementación energética en los territorios que integra Zicosur. Conforman la Zona de Integración del Centro Oeste de América del Sur gobernaciones e Intendencias de Bolivia, Argentina, Brasil, Chile y Paraguay. Zicosur es un proceso de integración regional de tipo horizontal que conforma una sub-región dentro del Mercosur. Por su parte Oscar Ortiz, secreta-

reUNIÓN EXTRAORDINARIA

INTEGRACIÓN energética A TRAVÉS DE ZICOSUR Participan las gobernaciones e intendencias de Bolivia, Argentina, Chile, Paraguay y Brasil. Las temáticas se plantearán en diez comisiones permanentes de trabajo. rio de Coordinación Institucional de la Gobernación de Santa Cruz, acotó que los objetivos de la cita internacional son la apertura de negocios y mercados, fomento a la producción, turismo y la inversión, a fin de promover la integración regional. Uno de los objetivos específicos que se tiene para este evento es la aprobación del Perfil de la Oferta Exportable de Zicosur. “Es de vital interés de la Gobernación cruceña potenciar el uso de nuestro futuro corredor bioceánico que unirá el Pacífico con el Atlántico, aprovechando nuestra cualidad geoestratégica”, destacó. ▲

Foto: Gobernación cruceña

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

Reunión Plenaria de Gobernadores de Zicosur

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Minería

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La Gobernación cruceña, tendrá la posibilidad de ejecutar nuevos proyectos mineros y tomar decisiones técnicas más acertadas

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Servicio Nacional de Geología y Técnico de Minas

proyecto presentado por sergeotecmin a la gobernación de santa cruz

ampliarán escala geológica para estudio de potencial minero Con la concreción de una nueva carta geológica se contará con información básica de los recursos geológicos del departamento de Santa Cruz. El estudio tendrá una duración de seis meses, con una inversión de Bs 1.3 MM MAPA DE ÁREA DE TRABAJO PARA AMPLIACIÓN DE LA CARTA GEOLÓGICA TEXTO: Lizzett vargas o.

1450000

1500000

1550000

1600000

1650000

1700000

1750000

REFERENCIAS

CERRO PELON (Rincón del Tigre) COMUNIDAD EL JORDAN MURCIERLAGO Ni POTOSILOMA COMUNIDAD EL PORTON Santo Corazón Mn (Rincón del Tigre) CHOCHIS COMUNIDAD AGUAS NEGRAS Ni COMUNIDAD LACAL COMUNIDAD MOTACUCITOS SAN ANDRES COMUNIDAD POTRERO COMUNIDAD LOS SOTOS CERRO COLORADO (Rincón del Tigre) Fe Ni COMUNIDAD SAN PEDRO Roboré SANTA ROSA Santiago de Chiquitos Pt-Pd

La Gaiba

A S

7950000

R 7950000

BOCAMINA Zn-Pb

COMUNIDAD TOVITE

8000000

CERRO CRISTAL (La Gaiba) U

San Juan Buena Vista

B I L

AGUAS CALIENTES

7900000

COMUNIDAD NARANJOS COMUNIDAD CANDELARIA

Santa Ana

COMUNIDAD EL CARMEN DEL PUQUIO

Fe Mn Ni Pt-Pd U Zn-Pb Poblaciones Ferrocarril Caminos Area de Trabajo Concesiones por cuadrícula Concesiones por pertenencia Límite Municipal Límite Nacional Faja ferro-manganesífera de Mutún-Tucavaca

El Carmen

COMUNIDAD YACUSES

Puerto Suárez CERRO ROJO Fe SAN PEDRO EL MUTUN Mn Fe Mutún LA CRUZ Fe

P A R A G U A Y

7850000

PALMITO

7850000

a Gobernación cruceña y el Servicio Nacional de Geología y Técnico de Minas (Sergeotecmin) afinan un acuerdo para la elaboración de mapas a más baja escala para la detección de zonas con potencial minero. Sergeotecmin, tiene como tarea básica y fundamental la elaboración de la ampliación de la carta geológica nacional a escala 1:100000, en el departamento de Santa Cruz. Actualmente, los mapas con los que cuenta el departamento de Santa Cruz son de escala 1:250000 y resultan ser muy amplios, ocasionando dificultades en las exploraciones mineras. Si bien, el proyecto aún está en etapa de revisión por la Gobernación, se anticipa su ejecución debido a la utilidad y beneficios que dará a la región. La ampliación de los mapas geológicos tiene como objetivo contribuir a la planificación de la región. En este sentido, se identificó la realización del estudio en los municipios de San José de Chiquitos, Pailón y Roboré, con una inversión de Bs 1.3 millones. Según Sergeotecmin, se tiene un 26 % de cobertura nacional con mapas geológicos a escala 1:100000 por lo que falta concretar un 74 %. Del porcentaje de avance a nivel nacional, Santa Cruz departamento sólo cuenta con el 9%, por lo que falta cubrir el restante 91%. En caso de identificarse zonas con potencial interés en recursos naturales, la Gobernación cruceña tendrá la posibilidad de ejecutar nuevos proyectos y tomar decisiones técnicas más acertadas que beneficiarán al conjunto de los sectores sociales del departamento, señala la justificación del proyecto. Además, el desarrollo de estos recursos permitirá contar con mano de obra, con la consiguiente generación de nuevas fuentes de trabajo directa e indirectas, para los diferentes sectores sociales involucrados en actividad de explotación de estos recursos, pro-

8000000

Depósitos

Camelia 1450000

1500000

1550000

1600000

1650000

1700000

1750000

Escala 1:1,000,000 500.000 250.000 0

moviendo mediante las mismas un importante desarrollo económico para los pobladores de la región, afirma Sergeotecmin. La ejecución de la ampliación de la carta geológica en Santa Cruz, involucrará a los pobladores de la región, así como otros que se integren, generando

500.000

1.000.000 m

actividad económica que mejorará el nivel y la calidad de vida de sus habitantes, añade. Se prevé que los estudios a desarrollarse muestren la ocurrencia de metales preciosos, estratégicos y metales base (oro, estaño, cobre, plata, zinc) y depósitos no metálicos como áridos,

Fuente: Sergeotecmin

arcillas, yeso y calizas, además de rocas ornamentales. Tras la firma del convenio para elaborar los mapas a escala 1:100000, entre la Gobernación cruceña y Sergeotecmin, que se espera sea este año, se planea la ejecución del proyecto para el 2011 con una duración de seis meses. ▲

analizarán potencial de zinc y plomo en cuenca de tucavaca El Servicio Nacional de Geología y Técnico de Minas (Sergeotecmin), elaborará una proyección geológica minera en rocas carbonaticas de la cuenca de Tucavaca, para conocer su potencial en plomo y zinc (Pb/Zn). El estudio identificará áreas con potencial mineralógico, para ser desarrolladas en etapas futuras de exploración y evaluación. La ejecución contempla una primera fase, la de gabinete, que incluirá la recopilación de información disponible, interpretación de imágenes satelitales, fotografías aéreas y la elaboración de mapas

base. La cuenca del Tucavaca en el borde sur del Escudo Precámbrico, tiene una extensión este-oeste de más de 100 km con un espesor de 25 a 55 Km. El área de estudio que comprende 498 Km, es parte de la Faja ferro-manganesífera de Mutún-Tucavaca. Sedimentos como carbonatos, conglomerados, calizas y areniscas ocupan la cuenca, intruidos por granitos. La explotación de los yacimientos mineros de la zona se beneficiará con la construcción de la carretera Santa Cruz – Puerto Suárez, a raíz de la ne-

cesidad de llevar el concentrado de Pb/Zn a una fundición en Brasil o en Perú. Asimismo, la propuesta señala la necesidad de incrementar los depósitos minerales potenciales de zinc-plomo y otros metales, como el caso del sur este de Santa Cruz, donde se tiene evidencia de estos minerales. En un marco favorable de las cotizaciones internacionales de los principales minerales que exporta el país, es necesario la generación de proyectos de inversión geológicos-mineros, afirma Sergeotecmin. ▲

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minería

1600000

1650000

1700000

La Gaiba

CERRO PELON (Rincón del Tigre) MURCIERLAGO Santo Corazón Ni COMUNIDAD EL JORDAN POTOSILOMA COMUNIDAD EL PORTON Mn (Rincón del Tigre) CHOCHIS COMUNIDAD AGUAS NEGRAS Ni COMUNIDAD LACAL COMUNIDAD MOTACUCITOS SAN ANDRES COMUNIDAD POTRERO (Rincón del Tigre) COMUNIDAD LOS SOTOS CERRO COLORADO Ni COMUNIDAD SAN PEDRO Fe SANTA ROSA Roboré Santiago de Chiquitos Pt-Pd

8000000

CERRO CRISTAL (La Gaiba) U

BOCAMINA Zn-Pb

COMUNIDAD TOVITE

7950000

1750000

7950000

8000000

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A I

AGUAS CALIENTES

COMUNIDAD NARANJOS 7900000

7900000

COMUNIDAD CANDELARIA

Santa Ana COMUNIDAD EL CARMEN DEL PUQUIO El Carmen

REFERENCIAS Depósitos Fe Mn Ni Pt-Pd U Zn-Pb Ciudades Ferrocarril Caminos cuad Pert Area de Estudio Límite Municipal Límite Nacional

COMUNIDAD YACUSES PALMITO

CERRO ROJO Fe

P A R A G U A Y

Puerto Suárez SAN PEDRO EL MUTUN Mn Fe Mutún LA CRUZ Fe

7850000

• Mapa geológico a escala 1:10 K. • Base de datos actualizada de los recursos naturales estudiados, con toda la información generada. • Tabla de los resultados de los análisis químicos de dataciones radiométricas y resultados de estudio de muestras petrográficas. • Integración a un sistema de información geográfica de los datos tabulados e información espacial generada. • La información y resultados acumulados de la investigación, se publicará en un boletín a disposición de los interesados.

San Juan Buena Vista

1500000

RESULTADOS GENERALES

1450000

• Industria minera metálica • Industria minera no metálica • Ordenamiento territorial • Infraestructura caminera • Desarrollo generación de energía • Determinación de suelos • Industria de la construcción • Determinación de acuíferos • Control de riesgos • Industria agrícola • Industria de los fertilizantes

MAPA DE ÁREA DE TRABAJO PARA PROSPECCIÓN GEOLÓGICA EN CUENCA DE TUCAVACA

7850000

Habrá nuevos datos en:

Camelia 1450000

1500000

1550000

1600000

1650000

1700000

1750000

Escala 1:1,000,000 500.000 250.000 0

500.000

1.000.000 m

Fuente: Sergeotecmin

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MINERÍA Foto: Sidereste

proyecto minero

sidereste prevé obtener licencia a fin de año La empresa minera concluyó con la consulta pública para la instalación de su proyecto en Roboré. TEXTO: Lizzett Vargas o.

a empresa Siderúrgica del Este S.A. (Sidereste), concluyó la consulta pública para la obtención de la licencia ambiental, que prevén sea entrega hasta diciembre para la ejecución de su proyecto minero en el municipio de Roboré. Mario Sandóval, vicepresidente de Sidereste, informó que la consulta

pública se realizó el 24 de julio pasado con una gran aceptación por parte de las comunidades campesinas de Naranjos, San Lorenzo Viejo, San Lorenzo Nuevo y Calendaria . “Ahora esperamos que el trámite de licencia ambiental finalice en diciembre, para luego captar en primera instancia 500 millones de dólares de inversión, cifra que puede duplicarse por propuestas de interesados”, señaló. El proyecto explotará e industrializará hierro en el área de la comu-

El proyecto siderúrgico de Sidereste, espera iniciar sus operaciones el año 2011

nidad de Naranjos perteneciente al municipio de Roboré. Se obtendrá una producción de 580.000 ton/año de arrabio, 1.000.000 de ton/año de bio óleo, 200.000 ton/año de extracto para uso como fertilizante e insecticida en agricultura y 380.000 ton/ año de cemento siderúrgico para la industria de la construcción. En una segunda fase se generarán 500.000 ton/año de acero. Según, Sandóval en cuanto al proceso de industrialización, será

con un mínimo de impacto en cuanto a la generación de gases, ruidos, polvos y líquidos, siendo todos sus desechos potenciales convertidos en productos (bio óleo, cemento siderúrgico y otros). Respecto al impacto económico, el proyecto siderúrgico Naranjos genera más de 2.100 empleos directos y 8.000 indirectos en la comunidades aledañas. Actualmente la empresa minera, sólo espera la finalización del trámite de la ficha ambiental. ▲

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La interconexión de Tarija al sistema Integrado nacional avanza, puesto que ya cuentan con los suministros para las operaciones y arrancó las obras civiles

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Empresa Nacional de Electricidad

Electricidad Foto: Ende

tras conclusión proyecto caranavi-trinidad

línea punutumatarija, prioridad en transmisión La Empresa Nacional de Electricidad, benefició a más de 25 mil familias en Trinidad. Habrán ampliaciones. TEXTO: Lizzett vargas o.

na vez concluida la línea Caranavi - Trinidad, la Empresa Nacional de Electricidad (Ende), manifestó su intención de avanzar en la concreción del proyecto Punutuma – Tarija. Ramiro Mendizábal, gerente general del proyecto Caranavi - Trinidad, resaltó la importancia de la reciente interconexión de la capital beniana al

Sistema Interconectado Nacional (SIN), puesto que beneficiará a más de 25 mil familias en todo el tramo de su línea, sustituyendo el consumo de diésel. A su vez, Ende tiene previsto el mejoramiento, remodelación y ampliación de los sistemas eléctricos, dentro del área de influencia de la Línea Caranavi – Trinidad con labores de Ingeniería. Se contempla la conversión de los sistemas de media tensión 6,6 kilovoltios a 34,5 kilovoltios. Por otro lado, la estatal eléctrica informó que la interconexión de Tarija al

El acto inaugural de la línea Caranavi-Trinidad contó con la presencia del presidente, Evo Morales Ayma

Sistema Interconectado Nacional (SIN) avanza, puesto que ya cuentan con los suministros para las operaciones y se arrancó con sus obras civiles. El proyecto consiste en una línea de transmisión de 230 Kv con una longitud de 250 kilómetros desde la conexión Punutuma en Potosí hasta Tarija. La inversión en la obra es de 52.5 millones de dólares, de los que 44 millones de dólares corresponden a un crédito de la Corporación Andina de Fomento (CAF) y Sus. 8.5 millones al Tesoro General de la Nación (TGN).▲

Ampliaciones Renovaciones y mejoras de sistemas: • Subestación Yucumo (Yucumo, Rurrenabaque, Reyes, Santa Rosa, San Buenaventura, Tumupasa e Ixiamas). • Subestación San Borja (San Borja). • Subestación San Ignacio de Moxos (San Ignacio de Moxos, Perú del Río Apere y Santa Ana de Yacuma). • Subestación Trinidad (San Ramón, San Joaquín y Magdalena).

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electricidad

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El Programa Eurosolar, proyecta beneficiar cerca de 8.000 familias (casi 40.000 personas) en los 5 departamentos

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Jorge Barrón, Coordinador nacional del proyecto Eurosolar

Foto: Eurosolar

Proyecto eurosolar, energía renovable

59 comunidades tendrán energía hasta el 2011 Más de 8 mil familias en cinco departamentos tendrán electricidad. Se beneficiarán con equipos informáticos.

Foto: Proyecto Eurosolar

Instalaciones de panel solar en Sucre

TEXTO: lizzett vargas o.

l proyecto Eurosolar, generará electricidad a partir de energías renovables a 59 comunidades rurales del país hasta el 2011. La iniciativa, se ejecuta en el marco del Programa Electricidad para Vivir con Dignidad, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. El programa específicamente, consiste en dotar a 59 comunidades rurales en los Departamentos de Chuquisaca, Santa Cruz, Cochabamba, Potosí y Oruro, de un sistema mixto compuesto por un panel solar y un aerogenerador para la generación de electricidad. Éste permite el funcionamiento del equipo informático (5 computadoras portátiles, impresora multifunción y proyector data show), la antena satelital (internet, telefonía IP), el refrigerador para vacunas, el potabilizador de agua y el cargador de baterías, para uso estrictamente comunitario. Según Jorge Barrón, coordinador nacional del proyecto Eurosolar, el trabajo se inició el 2006, con la suscribción del Convenio de Financiación entre la Comunidad Europea y los Gobiernos de Bolivia, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, Paraguay y Perú, con el objeto de que la Comunidad Europea financie el Programa EURO-SOLAR, para beneficiar a 600 comunidades rurales en los 8 países signatarios del Convenio. El cronograma de trabajo comprende dos fases, la primera es la ejecución operativa, donde se realiza la totalidad de las actividades del Programa incluyendo las relacionadas con la preparación y planificación de la ejecución. Por último, donde la Célula Nacional de Coordinación (CNC), la Asistencia Técnica Internacional y la Delegación en Bolivia de la Unión Europea, efectuarán todas las acciones necesarias para el cierre del Programa en octubre de 2011.

El proyecto Eurosolar generará electricidad con energías renovables en 59 comunidades del país

COORDINACIón

Ejecución operativa del Programa

El conjunto de actividades que implica el Programa Eurosolar, son ejecutadas por la Célula Nacional de Coordinación (CNC),está a cargo del Viceministerio de Electricidad y Energía, dependiente del Ministerio de Hidrocarburos, con el apoyo de la Asistencia Técnica Internacional (ATI) y la Delegación de la Unión Europea en Bolivia.

• El suministrador de los equipos, durante el montaje, llevará a cabo la capacitación técnica de al menos 3 miembros de la comunidad en la gestión, manteniendo y reparación del kit. Estas personas serán los futuros gestores del kit. • El trabajo por parte de expertos sociales en las comunidades permitirá garantizar la existencia de una organización comunitaria local, que será la administradora de los recursos generados en sus aplicaciones y servicios. • Capacitación para uso del equipamiento en las áreas prioritarias de actuación: educación, salud, acceso a las tecnologías de la información, generación de actividades productivas y género.

Al finalizar el Programa Eurosolar, proyecta beneficiar cerca de 8.000 familias (casi 40.000 personas) en los 5 departamentos, desarrollando iniciativas en educación, en salud, en el cierre de

la brecha digital (capacitación en el uso internet a todos los sectores) y apoyo al desarrollo económico local. El monto total del Programa para la implementación de los sistemas en las 59

comunidades en Bolivia es de 3.505.690 Euros, de los cuales el 80% está cubierto por los fondos en donación de la Unión Europea y una contraparte del 20% por el Gobierno Plurinacional. ▲

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lOS INGRESOS DE EXPLOTACIÓN ASCENDIERON A 37,09 MILLONES DE DÓLARES, CIFRA MAYOR EN 1,4% RESPECTO AL VALOR OBTENIDO EN EL 2008

Memoria de Responsabilidad Corporativa 2009/TDE

memoria de responsabibilidad corporativa

TDE invirtió $us 7,72 millones en la gestión 2009 La inversión está destinada principalmente a la conclusión del proyecto de Ampliación del Sistema Sur I. TEXTO: Paola méndez l.

a Transportadora de Electricidad (TDE) invirtió 7,72 millones de dólares en el año 2009, principalmente en la conclusión del proyecto de Ampliación del Sistema Sur I en Bolivia. En su Memoria de Responsabilidad Corporativa 2009, TDE indica que la inversión realizada en la gestión anterior incluye un Programa de Renovación y

Mejoras de este proyecto. Según el documento, los ingresos de explotación ascendieron a 37,09 millones de dólares, cifra mayor en 1,4% respecto al valor obtenido en 2008, por el aumento favorable en los ingresos por transporte de energía debido a la puesta en servicio del proyecto Ampliación Sur I. Respecto a los gastos de explotación, la Memoria de TDE revela que éstos alcanzaron la suma de 22,03 millones de dólares, lo que representa una disminución de 0,5% comparado con el 2008. ▲

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electricidad Foto: TDE

La transportadora manifiesta haber obtenido resultados positivos en la gestión anterior

Fuente: Memoria de Responsabilidad Corporativa 2009/TDE

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agua

El pozo de explotación extrae agua de diferentes niveles de profundidad. SE requiere pozos de monitoreo para comparar los resultados

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Franz Anivarro, Monitoreo de Calidad de Aguas Subterráneas del Departamento

Fotos: Gobernación cruceña

EN SIETE MUNICIPIOS DE santa cruz

miden calidad del agua subterránea El monitoreo de la calidad de las aguas subterráneas del departamento contempla 18 parámetros de evaluación. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

on el fin de garantizar la calidad de las aguas subterráneas de Santa Cruz, la Gobernación de este departamento ejecuta un proyecto que contempla la perforación de pozos de monitoreo en siete municipios. Según Franz Tito Anivarro, coordinador del Proyecto de Implementación de la Red de Monitoreo de la Calidad de las Aguas Subterráneas del Departamento de Santa Cruz, en el 2009 se perforó tres pozos en El Torno, Montero y la capital oriental. A su vez, se espera continuar con la perforación hasta completar 12 pozos de observación, que sumados a los 33 de

explotación, que pertenecen a cooperativas y empresas locales, se tendrá los 45 que requiere la Red para el monitoreo. La primera fase del proyecto involucra a siete municipios: El Torno, La Guardia, Porongo, Santa Cruz de la Sierra, Cotoca, Warnes y Montero. Las cooperativas de agua (Epsa’s), que actualmente forman parte de la Red de Monitoreo, son: Saguapac, Coopaguas, Sajuba y Cosphul en Santa Cruz de la Sierra. En Montero está Cosmol, en Warnes aparece Cosepw, en La Guardia las cooperativas La Guardia, El Carmen, San José y Santa Martha. En Cotoca está Cosap, en Porongo se registra a Virgen de Guadalupe y Seapas y Cooplim en El Torno. Por su parte, las empresas privadas que forman parte de la red de monitoreo

En el 2009 se construyó en El Torno un pozo de monitoreo de agua

son: Flamagas, La Chonta, Curtiembre Vis Kuljis y DLS - Drilling Logistics & Services Corporation en Santa Cruz. Asimismo, están en la Red de Monitoreo el Ingenio Guabirá, incubadora Pío

Rico en Montero, AISA- Aceite Fino, Conmetal en Warnes, embutidos Colonia Piraí en La Guardia y Urbanización Villa Bonita y Colinas del Urubó en Porongo. En el proyecto se identificó 33 pozos

Normas Reglamento en materia de contaminación hídrica Art.18°. El Control de la Calidad Ambiental es de necesidad y utilidad pública e interés social. El Ministerio de Medio Ambiente y la Prefectura, ejecutarán acciones para cumplir con los objetivos del Control de la Calidad Ambiental. Reglamento general de gestión ambiental Art. 29° y 30°. El Prefecto, a través de su Instancia Ambiental, organizará Centros Departamentales de Información Ambiental, que deben recoger información del estado de aguas superficiales y subterráneas. Reglamento en materia de contaminación hídrica Art. 10° Atribuciones y funciones del Prefecto: Ejecutar acciones de prevención de contaminación de cuerpos de agua, saneamiento y control de calidad de recursos hídricos. En Santa Cruz de la Sierra la Secretaría de Desarrollo Sostenible y Medioambiente de la Gobernación perforó otro pozo de observación

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agua TOTAL DE POZOS DE LA RED ACTUAL NUMERO TOTAL DE POZOS (fase 1) de la RED MUNICIPIO

PROFUNDIDAD SANTA (m)

COTOCA EL TORNO PORONGO WARNES MONTERO TOTAL

CRUZ GUARDIA

0 -100

101-200

> 200

TOTAL

Fuente: Secretaría de Medio Ambiente del Gobierno Departamental de Santa Cruz

POZOS DE AGUA QUE CONFORMAN LA RED EN ESTA FASE (7 MUNICIPIOS)

Los pozos de monitoreo están cubiertos por casetas y a su vez resguardados por instituciones locales

de explotación que corresponden a cooperativas de agua y empresas privadas, de los que puede extraerse muestras para análisis, pero no brindan información real de la contaminación que pudiese existir al nivel de profundidad perforado. “El pozo extrae agua de diferentes niveles y al final lo que se obtiene es agua de mezcla de diferentes estratos, por lo que no se podría saber a que profundidad existe la contaminación”, explicó el funcionario de la Gobernación cruceña. En este sentido, perforarán 12 pozos de observación para comparar los resultados con los de los pozos de explotación y de esta forma obtener datos más confiables. En el estudio a realizarse se plantean

tres niveles de observación: Uno de 0 a 100 metros, otro de 100 a 200 metros, y otro más allá de 200 metros. Por otro lado, se decidió que los análisis de las muestras de agua sean realizadas por el laboratorio medioambiental de la Universidad Autónomo Gabriel René Moreno (UAGRM). Por falta de presupuesto de momento está parada la perforación de nuevos pozos, aunque en la Gobernación cruceña esperan que hasta fin de año se reactive se tome al menos una muestra. La norma señala que debe realizarse entre 3 a 4 muestras de agua al año de cada pozo para hacer un seguimiento en épocas de lluvia, seca y etapa intermedia. ▲

Fuente: Secretaría de Medio Ambiente del Gobierno Departamental de Santa Cruz

NIVELES DE UBICACIÓN DE LOS POZOS

0 – 100 m

101 – 200 m

> 200 m Montero es otro de los lugares donde se ubica un pozo de observación de la calidad del agua subterránea

Fuente: Secretaría de Medio Ambiente del Gobierno Departamental de Santa Cruz

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EN LA ACTUALIDAD SE CUENTA CON UNA PROPUESTA TÉCNICA JUSTIFICATIVA Y MAPAS TEMÁTICOS PARA DECLARAR A LA ZONA COMO ÁREA PROTEGIDA

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Dirección de Áreas Protegidas del Gobierno Departamental

Fotos: Dirección de Áreas Protegidas/Gobernación de Santa Cruz

+ verde

En la geografía de “Humedales del Norte”se busca preservar el sistema de lagunas, meandros, ríos, bosques nativos y demás servidumbres ecológicas

gobernación alista su declaración

buscan que “Humedales del Norte” sea área protegida El área de 500 mil hectáreas está ubicada en la parte baja de la Cuenca del Río Grande y Piraí, donde se forman cuerpos de agua como la Laguna Pistola y España.

San Juan, Yapacaní, El puente y San Pedro son municipios que contienen a la nueva área protegida

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

on un área de 500 mil hectáreas, “Humedales del Norte”, está lista para ser declarada como nueva Área Protegida por el Gobierno Departamental. Comprende los municipios de San Juan, Yapacaní, El puente y San Pedro perteneciente a las provincias Ichilo, Guarayos y Obispo Santistevan. La ubicación de “Humedales del Norte” corresponde a la parte baja de la Cuenca del Río Grande y Piraí, donde se forman cuerpos de agua como la Laguna Pistola y España. Según la Dirección de Áreas Protegidas de la Secretaría de Desarrollo Sostenible de la Gobernación cruceña se busca proteger los humedales, cuerpos de agua, y biodiversidad existente en la zona. “La finalidad es preservar el sistema de lagunas, meandros, ríos, bosques nativos y demás servidumbres ecológicas, para mantener la estabilidad hidrológica del ecosistema, previniendo los devastadores desbordes e inundaciones de los ríos y cuerpos de agua, en los ecosistemas”, explica el proyecto de creación de la nueva área protegida. De acuerdo al estudio realizado por la Gobernación cruceña, en general el área “Humedales del Norte” se halla “bien conservada”, puesto que está sujeta a inundaciones estacionales, por lo que la vegetación que predomina está representada por el bosque hidrófilo (con cuerpos de agua) y vegetación de humedales. A su vez, se encuentra en la zona el chocolate, que es una especie “naturalizada” y su propagación proviene de la regeneración espontánea de esta especie, que se halla dispersa en las áreas de inundación estacional de los ríos Piraí y Yapacaní y grandes áreas de la cuenca del Mamoré en el Beni. “Humedales del Norte”, fue propuesta para ser considerada como Reserva Nacional o Departamental de Vida Silvestre, con el fin de proteger, manejar y utilizar sosteniblemente, bajo vigilancia oficial, la vida silvestre. Desde la gestión 2003, la entonces Prefectura de Santa Cruz incorporó en su planificación el estudio de la zona “El Chocolatal”, ubicado en la confluencia de los ríos Yapacaní y Grande, coordinando una propuesta de trabajo con las autoridades municipales de Minero, pero no se logró avances reales. Durante la gestión 2005, se retomó las acciones de protección, con el Gobierno Municipal de San Pedro, con el

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+ VERDE MAPA DE UBICACIÓN de la nueva área protegida

IMAGEN SATELITAL de “hUmedales del Norte”

Fuente: Dirección de Áreas Protegidas - Gobernación cruceña

cual se programó un nuevo cronograma de actividades, ahora ampliada a los municipios de Yapacaní, San Juan y El Puente, que se denominó “Humedales del Norte”. En la gestión 2006 se logró la coordinación y socialización del proyecto en el municipio de San Pedro y en El Puente, culminando con una evaluación y ajuste del documento por parte del equipo técnico de la Dirección de Áreas Protegidas. Entre 2007 y 2008 se socializó la pro-

puesta con los gobiernos municipales, y consejeros departamentales, pero no hubo respuesta favorable En la actualidad se cuenta con una propuesta técnica justificativa y mapas temáticos para declarar a “Humedales del Norte” como Área Protegida. “El problema no es el trámite, sino los recursos para su mantenimiento”, advirtió el secretario de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de la Gobernación cruceña, Manlio Roca. ▲

Fuente: Dirección de Áreas Protegidas - Gobernación cruceña

potencial ecoturístico de la región El área propuesta “Humedales del Norte” congrega en su interior ríos, lagunas y curichis, exuberante vegetación, impresionante biodiversidad y belleza escénica natural, que constituyen atractivos para los visitantes, por lo que se hace necesario planificar, ordenar y fomentar esta actividad de desarrollo en las comunidades locales.

La zona se halla despoblada, puesto que presenta condiciones adversas para asentamientos humanos permanentes y confiables, puesto que no es apta para desarrollar actividades productivas, debido al alto riesgo de riadas e inundaciones que ponen en peligro cultivos, instalaciones, animales y la vida de pobladores.

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TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

uáles son los principales cambios que se vislumbran en su gestión? Esta Secretaría comienza a jerarquizar dos temas importantes. Por tal razón tenemos dos servicios importantes que se crean: el de Cuencas y Aguas. En el primero se incorpora la experiencia de Searpi en el manejo del río Piraí, y de paso el tema del manejo de cuencas a nivel departamental. Se ha juntado todo el servicio de cuencas. Los profesionales que estaban dispersos en otros proyectos similares ahora están en una sola división. Este cambio es fundamental para poder planificar un desarrollo sostenible de la región. Por otro lado, en el Servicio de Agua, se reunió las áreas de riego, perforación para consumo humano y monitoreo de la calidad de aguas subterráneas, que antes estaban dispersas. A futuro nos extenderemos para ver el tema de saneamiento básico rural en diferentes partes del departamento. ¿Y las prioridades de su gestión? Se va a complementar las 14 políticas de medioambiente y desarrollo sostenible definidas en la anterior gestión del gobernador, a fin de concretizarlas en programas y proyectos específicos. Por otro lado, un aspecto importante que estamos ahora introduciendo, que es transversal no solamente a esta Secretaría, sino a todo el desarrollo de esta Gobernación, es el cambio climático. No podemos obviarlo ni dejarlo de lado, en sus dos líneas de acción: tanto en la mitigación, como en la adaptación al cambio climático. Otro tema importante que vamos a enfatizar es el concepto de pagos por servicios ambientales. Queremos socializar esta idea y sentarnos con todos los sectores productivos porque creemos que es fundamental que los grandes productores que están haciendo un uso del suelo, del bosque, de su transformación a suelos agrícolas y agropecuarios, tengan tengan conciencia, que en alguna parte se tienen que crear nuevas áreas protegidas para que exista equilibrio. Es necesario que se produzca humedad suficiente para que disminuyan los vientos y las temperaturas extremas. Entonces, estos pulmones del departamento no deben dejar de ser atendidos y eso significa recursos, que tienen que venir de estos pagos por servicios am-

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queremos socializar esta idea y sentarnos con todos los sectores productivos porque en alguna parte se tienen que crear estas áreas

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MANLIO ROCA, secretario de DESARROLLO SOSTENIBLE Y MEDIO AMBIENTE

“Productores pagarán por servicios ambientales” Gobernación y Fundación Natura, se reunieron con Anapo para proponerle un plan de conservación de cuencas, obteniéndose el compromiso de implementación. Foto: Franco García/Reporte Energía

medio ambiente

el tamaño y dimensión de una cuenca varía muchísimo. Entre la parte alta, media y baja del Río Grande, vemos que las distancias y dimensiones son grandes. Sin embargo, hay una propuesta de crear un área protegida protegida en los valles cruceños que está justamente en la cuenca alta del río Grande. Si se explica esta iniciativa a los que producen soya en la cuenca media y baja, traducida en que no van a tener inundaciones, porque no se arrastrará sedimentos y una serie de beneficios, se puede apoyar este proyecto pagando un precio por cantidad de soya sembrada para manejar mejor la cuenca alta. Al respecto, tuvimos reuniones con Anapo, a través de la fundación Natura. Se hicieron las primeras evaluaciones con el sector productivo y se vio una respuesta muy positiva de ellos. No es tarea de un año, de una gestión, pero si se debe comenzar a traducir en acciones más específicas. La idea tiene que asentar se en programas, proyectos y actividades para poder implementarse poco a poco. ¿Cómo se implementaría el pago por servicios ambientales? La primera cosa que vamos a hacer es priorizar las cuencas con sus respectivas acciones. La tendencia es que de a poco se vaya dando un plan de manejo para que de cada subcuenca se cree un plan departamental, que es lo que se requiere a futuro.

bientales. El concepto de ¿Cómo se pagos por serviEN comarapa han haría este pago cios ambientales entendido que el que por servicios ames tener concienestá aguas abajo de bientales? cia, de que todos la cuenca, también reEn Comarapa, los que están en cibe un beneficio del donde existe una la cuenca, tanto que vive aguas arriba fundación, el muen el parte alta, nicipio y producmedia, y baja tietores bajo riego hasta el valle de Saipinen que estar comunicados, organizana, han entendido que quien está en dos para el manejo y sostenibilidad de la parte baja de la cuenca, se beneficia la misma. Este es el primer concepto. por la labor del que vive en la parte alta. El segundo evidentemente es que

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¿Qué fondos tiene la Secretaría para implementar estos proyectos? Las nuevas competencias con pocos recursos definirá que esta Gobernación tenga muy pocos ingresos para hacer inversión. Apenas vamos a continuar con los mismos proyectos de inversión de continuidad y trataremos de apalancar algunos fondos externos. La tercera prioridad serían los proyectos nuevos que lastimosamente van a tener que pasar por un filtro porque no vamos a poder atender todos. ▲

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Energías renovables

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para el 2011 podría iniciarse la construcción y puesta en marcha del primer parque eólico de 30 megavatios

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Teodorino López, director general de la consultora 3i Ingeniería Industrial

Se abre una nueva Oportunidad

Bolivia con FINANCIAMIENTO para desarrollar la energía eólica Fuente: Energía Eólica en Bolivia / 3i Ingeniería Industrial

El Grupo Banco Mundial y el BID son dos organismos internacionales dispuestos a otorgar créditos para el desarrollo de energías renovables. Existen varios ejemplos exitosos alrededor del mundo. En Bolivia hay expectativa. Rio Guaporé

TEXTO: Paola Méndez L. La Paz

Santa Ana del Yucuma

La Paz Trinidad

San Ignacio Bolivia

La Paz Cochabamba Oruro

Montero Santa Cruz della Sierra

Sucre

SITUACIÓN ENERGÉTICA Y DE EMISIONES Datos eléctricidad Población Potencia Energía Mill hab GW GWh España 40 100 300.000 Noruega 5 28 120.000 9 1,2 6.000 Bolivia 27 25 120.000 Venezuela 200 100 437.000 Brazil 15 4 15.000 Ecuador Colombia 44 14 50.000 1350 625 2.700.000 China 1160 144 665.000 India

su marco regulatorio”, explica el artículo. En ese marco, Teodorino López, director general de la consultora 3i Ingeniería Industrial, sostiene que en Bolivia el departamento de Santa Cruz tiene una de las zonas más interesantes para desarrollar la energía eólica con una densidad del aire adecuado y una extensión mayor a los 15.000 km2, además de una orografía llana que facilitaría la instalación de los aerogeneradores. López también señala que el pro-

Indicadores electricidad Horas Emisiones Potencia U Energía U W/hab kWh/hab equivalente TonCO2/hab 2.500 7.500 3000 7,98 5.600 24.000 4286 9,80 133 667 5000 1,22 926 4.444 4800 6,34 500 2.185 4370 1,87 267 1.000 3750 2,37 318 1.136 3571 1,45 463 2.000 4320 4,65 124 573 4618 1,36

nóstico para el departamento cruceño es positivo y que de acuerdo a estudios este año podría viabilizarse la implantación del primer parque eólico a través de la capacitación de técnicos en evaluación del potencial y diseño de los mismos. Finalmente, el ejecutivo afirma que para el 2011 podría iniciarse la construcción y puesta en marcha del primer parque eólico de 30 megavatios instalado en plantas industriales para la fabricación de elementos. ▲

compromiso del Banco Mundial en el en el FY08 ($ millones) 18%

45%

38% Eficiencia energética Centrales hidroeléctricas grandes Energías renovables El Grupo Banco Mundial Financiamiento en los años fiscales 2004-2009 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0

AF04 AF05 AF06 AF07 AF08 AF09

Fuente: Energía Eólica en Bolivia / 3i Ingeniería Industrial

Potosi

Fuente: Energía Eólica en Bolivia / 3i Ingeniería Industrial

olivia puede acceder a dos importantes fuentes de financiamiento como el Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para desarrollar la energía eólica en los próximos años. Según un estudio realizado por la consultora 3i Ingeniería Industrial, el Banco Mundial administra 10 fondos y dos instituciones con 2.300 millones de dólares disponibles, de los cuales más de 1.900 millones de dólares están vinculados a los acuerdos de compra de derechos generados por la reducción de emisiones. A su turno, revela la consultora, el BID está desarrollando actuaciones específicas para la implantación de energías renovables creando fondos concretos como el que se le asignó a un programa para desarrollo eólico, biomasa y mini hidráulica en México que ascendió a los 1.800 millones de dólares. De igual forma, el estudio de 3i Ingeniería Industrial, señala que en abril pasado el BID anunció en Washington D.C. que para este año incrementó su financiamiento a 1.500 millones de dólares para proyectos relacionados con energía y que pretende incrementarlo a 3.000 millones de dólares anuales hasta el 2012, pero para proyectos destinados a energía renovable y cambio climático. “Los fondos que asignarán diversas entidades para la mitigación de cambio climático representan una oportunidad para todos los países en vías de desarrollo que posean gran potencial en recursos renovables”, dice el documento. Por otra parte, la publicación indica que algunos países destinaron importantes recursos para el desarrollo de tecnologías que permitan obtener energía a partir de fuentes renovables, pese a no haber obtenido óptimos resultados. “La tecnología se está desarrollando a gran velocidad, por lo que los países comprometidos con el desarrollo sostenible están adecuando constantemente

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Foto: Reporte Energía

Energías renovables

La generación de energías renovables se ha convertido en una opción

Maquinaria fabricada en el país apta para exportar insignificante. “La cobertura de electricidad en zonas rurales se encuentra entre las más bajas de América Latina y mejorar este aspecto es un importante desafío para el futuro”, dice el documento. Asimismo, la consultora internacional 3i Ingeniería Industrial, describe que el sector eléctrico en Bolivia está formado por el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y sistemas aislados de la red. Por lo tanto, el suministro está dominado por la generación térmica que abarca el 60 por ciento, mientras que la hidráulica que apenas tiene el 40 por ciento tiene menor presencia en la matriz de generación si se compara con otros países sudamericanos, concluye.

Para destacar • A partir de la comparación simple de los mapas eólicos, se puede estimar que las zonas en Bolivia que ofrecen un potencial eólico es inmenso. • Del atlas eólico boliviano se puede deducir que existe una gran concentración en Santa Cruz.

RENOVABLES: Estado actual EÓLICA: Potencia mundial Potencia eólica instalada en el mundo al 31/12/2009 Principales países europeos EEUU India y china Resto del mundo

61.854 35.159 36.030 24.856

157.899

Potencia eólica instalada principales países europeos al 31/12/2009 Alemania 25.777 España 19.149 Italia 4.850 Francia 4.492 Reino unido 4.051 Portugal 3.535 61.854

Fuente: Energía Eólica en Bolivia / 3i Ingeniería Industrial

La consutora 3i Ingeniería Industrial cree que en Bolivia existe un gran potencial para exportar la maquinaria utilizada en el desarrollo de energía eólica fabricada en el país. Un documento presentado por esta compañía destaca que el costo de la implantación de nuevas tecnologías en el componente mano de obra utilizado en el país se podría internalizar, es decir, incorporar a su personalidad estos patrones de conducta. En ese marco, el estudio señala que en Bolivia se podría trabajar en la fabricación de palas, estructuras de soporte, ensamblaje de la góndola y otros para la fabricación de maquinaria. Adicionalmente, se habla de una generación de empleo que superaría los 5.000 puestos de trabajo de alta calidad. “Sólo en España existen 180.000 personas trabajando en la industria eólica”, indica el artículo. Por otro lado, la consultora realizó un análisis completo y minucioso a la estructura energética que tiene Bolivia y concluyó que sus recursos de energía renovable, además de la hidroeléctrica, son escasamente explotados y su contribución a la generación de electricidad es

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Cuando iniciamos nuestras actividades el 2007 sumábamos unas cinco personas, hoy trabajamos 24, y hasta fin de año pretendemos llegar a 40

Víctor Tamayo, gerente general de Siemens Bolivia

TEXTO: eduardo mendizábal s.

resente en Bolivia desde hace más de 100 años, con proyectos en el sector eléctrico, y representada durante 35 años por Hansa, Siemens se establece a partir de octubre de 2007 directamente en Bolivia con oficinas en Santa Cruz de la Sierra y La Paz. El ingreso de la empresa germana no podía ser más auspicioso, porque de inmediato Power Transmission & Distribution (PTD) firma el contrato para la construcción de la subestación La Arboleda (230/115 kV), de ISA Bolivia, para su integración a la línea de 230kV e interconexión eléctrica con el Sistema Interconectado Nacional (SIN), destaca Víctor Tamayo, gerente general de Siemens Bolivia. Desde aquel entonces, el crecimiento de Siemens Bolivia fue incesante. Proyectos encarados por el Ingenio Azucarero Guabirá, en Santa Cruz, o de Minera San Cristóbal, en Potosí, comienzan a demandar la calidad de la tecnología Siemens. “Suministramos motores a Guabirá, y asumimos la instalación de conexiones eléctricas y mantenimiento de molinos en la Mina San Cristóbal, donde la mayoría de los equipos son Siemens”, señala Tamayo y agrega que esa demanda de servicios por parte de empresas tan importantes, es acompañada con el crecimiento de la firma en Bolivia. “Cuando iniciamos nuestras actividades en 2007 sumábamos unas cinco personas, hoy trabajamos 24, y hasta fin de año pretendemos llegar a 40 funcionarios de planta”, expresa Víctor Tamayo. El 95 por ciento del personal de Siemens Bolivia es nacional, en tanto que el restante cinco por ciento, como es el caso de Víctor Tamayo, colombiano, proviene de otras latitudes. Sin embargo, como es política de la compañía, se está transfiriendo procesos de aprendizaje y perfeccionamiento de conocimientos tecnológicos al personal boliviano.

empresa

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victor tamayo, gerente general de siemens bolivia

“Nuestro crecimiento nos da orgullo corporativo” La demanda de infraestructura para los sectores energético y de gas e hidrocarburos, motiva a Siemens a iniciar operaciones directas en Bolivia el 1 de octubre de 2007. Foto: Reporte Energía

NUEVA CASA Celebrando los tres primeros años en Bolivia, Siemens estrenará el próximo 20 de octubre sus nuevas instalaciones en Santa Cruz de la Sierra, dotadas de mayor comodidad y pensando en su expansión como producto de su incesante crecimiento en el mercado boliviano. “Estamos muy contentos por la receptividad que hemos logrado en tan poco tiempo, llegando a proyectos como la ampliación de la planta de cemento Irpa Irpa de Coboce, o nuestro salto en la venta de productos para la alta medicina”, afirma Tamayo. Otro proyecto que paulatinamente involucra a Siemens es el Mutún. Tamayo sostiene que a través de Siemens India tendrá una participación fundamental en el proyecto. CONVENIO CON LA UPSA Dentro del plan de transferencia tecnológica, Siemens Bolivia, a través de un convenio con la Universidad Privada de Santa Cruz (UPSA) cedió equipos de automatización y control de procesos industriales de última generación para las prácticas de laboratorio. “Se trata de equipos que, estoy seguro no los tiene ninguna otra universidad de la región”, apunta el ejecutivo. FELICITACIONES Tamayo se llena de satisfacción al comentar que cuando presentaron el informe anual 2009 de actividades de Siemens Bolivia, a su casa matriz en Alemania, sólo se recibieron elogios y felicitaciones. “Eso se lo debemos al pueblo y empresas bolivianas que cada día confían más en nosotros”, resalta el empresario nacido en Medellín. ▲

El más alto ejecutivo de Siemens habló de sus operaciones en Bolivia

Siemens Discovery Box en Bolivia Para impulsar la enseñanza de ciencia y tecnología en Bolivia, Siemens promueve un proyecto piloto de enseñanza y aprendizaje vía experimentación para niños entre los 3 y los 10 años, en el Colegio Experimental Boliviano Alemán “Ave Maria Eduvigeanum”, en La Paz. Para este proyecto, la compañía hizo un aporte de seis cajas Siemens

Discovery Box, una herramienta didáctica que enriquece la dinámica de aprendizaje de los alumnos. Esta iniciativa fue promovida por grupo de colaboradores de Siemens AG a través de la Fundación Siemens, quien continuará apoyando este y otros proyectos en distintas ciudades de Bolivia, explica Víctor Tamayo.

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eventos Evento internacional

CRONOLOGÍA DE LAS SEDES

Eléctricos de la región se reúnen en bolivia La Reunión Regional de Ramas (RRR), es sin duda la actividad más representativa en la Región 9 del IEEE (América Latina y el Caribe), este año se realizará en La Paz. TEXTO: eduardo mendizábal s.

el 14 al 17 de octubre, se desarrollará en el Hotel Río Selva Resort, en los Yungas, departamento de La Paz, la XIII Reunión Regional de Ramas (RRR), bajo el patrocinio del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE) de la Región 9 que está conformada por los países de América Latina y el Caribe. El evento, según Israel Troncoso, responsable de su organización en Bolivia, reúne a una gran cantidad

de estudiantes y profesionales, brindando la posibilidad de compartir junto a presidentes y voluntarios estudiantiles más activos de cada rama, o grupos de estudiantes, en la región con diversas autoridades del IEEE mundial. Una Rama Estudiantil es una entidad de trabajo del IEEE a nivel universitario. El objetivo principal es promover la difusión del conocimiento y el intercambio de experiencias, además de fortalecer la motivación, capacitación y liderazgo a los estudiantes y profesionales participantes. Troncoso, afirma que entre las principales actividades de la reunión

destacan las conferencias de liderazgo, capacitación de voluntarios mediante talleres, trabajo en equipo y difusión de actividades del IEEE. Además de actividades que promuevan la cooperación entre Ramas y las diferentes Secciones como la presentación de los casos de éxito y el desarrollo de las tradicionales Feria de Ramas y Feria de Naciones. HISTORIA La Reunión Regional de Ramas tuvo su primera versión en Panamá el año 1996, fue allí donde se dio inicio a la reunión anual de ramas estudiantiles de la región 9, en la cual se

- 1996: Ciudad de Panamá, Panamá - 1997: Lima, Perú - 1999: Rosario, Argentina - 2000: Morelos, México - 2001: São Paulo, Brasil - 2002: Bogotá, Colombia - 2003: Guayaquil, Ecuador - 2004: Bahía, Brasil - 2006: Acapulco, México - 2007: Santiago de Chile, Chile - 2008: Bogotá, Colombia - 2009: Guayaquil, Ecuador

congregan estudiantes y profesionales de las cerca de 30 secciones que componen la región. El año 2009 después de dos años de proceso de postulación y selección quedaron finalistas las secciones Bolivia, Río de Janeiro y la sección Puerto Rico, resultando como ganadora del proceso la Sección Bolivia y su rama estudiantil IEEE-UMSA. Cabe destacar que la Feria de Ramas tendrá lugar el 14 de octubre en la Plaza del Bicentenario, ubicada frente a la Universidad Mayor de San Andrés. ▲