Reporte Energía Edición N° 59 by Branko Zabala

Foto: GNEE / YPFB

PETRÓLEO & GAS

“iTAGUAZURENDA CON condiciones GEOLógicas interesantes para exploración” El nuevo gerente nacional de Exploración y Explotación de YPFB, Donald Osinaga, anunció proyectos de perforación y leads exploratorios en el norP. 7 te de Itaguazurenda, Cañada y Chorritos.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 59 Del 16 al 30 de Junio de 2011 Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Foto: EGSA

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

4.44 4.42

Fuente: Nymex

PRECIO DEL GAS - JUNIO 2011

4.40 4.38 4.36 4.34 4.32 4.30 Lunes 20

Martes 21

Miércoles 22

Foto: boliviaexigesumar.blogspot.com

DESTACADO

medio ambiente

Focos de calor bajaron en 68% en el primer semestre de 2011 En el primer semestre del 2010 se registró 4.206 focos de calor, mientras que el 2011 1.304. La mayoría de las quemas corresponden a los sectores de ganadería y P. 16-17 agropecuaria. qhse

Expertos de cinco países disertarán en la FISSO 2011 Participarán especialistas en SySO de Bolivia, Argentina, Brasil, EEUU y Perú. Se destaca la importancia de estas prácticas en los diferentes rubros de la industria. La cita P. 4 será del 20 al 22 de julio próximo.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

exclusivo. informe especial

p. 8-13

egsa: proyecto de ciclo combinado afectado por controversia contable Guaracachi SA publicó el 31 de marzo y 12 de mayo dos Estados Financieros de la gestión 2010 diferentes. El primero muestra utilidades y el segundo pérdidas. ENDE y EGSA respaldaron con argumentos la decisión en la política contable y ahora apuran la puesta en marcha del estratégico proyecto energético.

NDE instruyó el ajuste del Estado de Resultados de la gestión 2010 de EGSA, que tenía dictamen de auditor favorable, en el que se difería el costo financiero del proyecto Ciclo Combinado y el de mantenimiento de unidades de generación eléctrica. La razón

para cambiar la política contable, vigente desde 2009, obedece a criterios de ‘prudencia’ según ENDE. Ex directores de la Sociedad apuntaron falta de argumentos técnicos para la modificación. Se afirma que actualmente la empresa goza de ‘buena salud financiera’.

P. 4

LADS socializa nuevas técnicas de seguridad en Bolivia

eléctricas se unen para participar en nueva norma

del gasbol al gija

Reporte Energía integra desde este mes a su equipo periodístico a Johnny Auza, quién se desempeñará como corresponsal de este medio de comunicación en Washington DC (EEUU). Auza, periodista boliviano con 20 años de experiencia, empezó su trayectoria profesional en 1993 en Galavisión, fue parte de la red CDT y red ATB. En 2000 trabajó como jefe de prensa para el canal universitario de Santa Cruz. Ese mismo año (2000) fue exiliado en Estados Unidos, luego de realizar investigaciones sobre el poder corruptivo del narcotráfico en círculos oficiales de Bolivia. “Afortunadamente publiqué la investigación Exilio “At Home” en Noviembre del 2000”. “Es frustrante tener una verdad documentada y no poder exponerla debido a la auto censura”, resaltó. Actualmente, Auza radica en Washington DC donde trabaja como analista de temas bolivianos para medios electrónicos. Como nuevo corresponsal de este medio de comunicación señaló que “es un placer y un desafío a la vez, unirme al grupo de Reporte Energía, porque es un proyecto responsable y una oportunidad profesional personal”, remarcó.

Foto: Archivo / Reporte Energía

P. 5

En marcha tres gasoductos en Santa Cruz

Revisarán tiempos de mantenimiento de turbinas por menor oferta eléctrica

EDITORIAL

Reporte energía con corresponsal en USA

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

P. 14-15

LO ÚLTIMO Las cooperativas eléctricas se agruparon en la Federación de Cooperativas Eléctricas de Bolivia (Fenalcoe), con el objetivo principal de fortalecer el modelo cooperativo, pero a su vez a fin de tener un órgano que los represente en la elaboración de leyes y reglamentos que interesan al sector eléctrico. Carlos Paz, presidente de Fenalcoe, expresó la importancia de contar con un representante del sector para lograr objetivos comunes y mejorar el servicio a sus socios. “Quienes venimos de provincias o de lugares alejados de las grandes ciudades sabemos del efecto positivo que han tenido en el desarrollo de nuestros pueblos el modelo cooperativo”, destacó. Fenalcoe está conformada por las cooperativas eléctricas de Beni, Chuquisaca, Oruro, La Paz, Pando, Potosí y Santa Cruz.

Contratos exploratorios entre YPFB y GTLI refuerzan política petrolera

Foto: LADS Bolivia

Johnny Auza, corresponsal de Reporte Energía en USA

P. 6

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

P. 3

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

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Bolivia y Brazil están unidos por el gasoducto más grande de Sudamérica, el GASBOL, con 3,150 kilometros desde los más grandes yacimientos de gas natural del primero hasta la industrializada región Este del segundo, constituyéndose en el hito económico más importante en la relación bilateral en toda su historia. El monumental gasoducto cambió la visión geopolítica de ambos lados de la frontera, desde la firma del Tratado de Petrópolis de 1903 en que Bolivia vendió el Acre al vecino y ambos se comprometieron a llevar adelante acciones tendientes a estabilizar su relación. En otro frente, la relación con la República Argentina, signada por una serie de controvertidos acuerdos comerciales praticados en épocas de gobiernos de facto en ambos países, ha transitado hacia una relación de interés común que tiene el gas natural como principal protagonista desde la firma del acuerdo de compra venta de 1970, que puso en operación el gasoducto Yabog, el más importante de la región hasta antes del

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

Gasbol y que inició operaciones en 1972 resolviendo la demanda energética argentina, particularmente en el área industrial y domiciliaria. Hoy, Argentina y Bolivia son protagonistas de un nuevo hito histórico en su relación económica bilateral a través de un gasoducto construído con una nueva visión geopolítica integracionaista, el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), que permite a Bolivia expandir su capacidad de producción de gas natural para cumplir un serio compromiso de provisión del energético hasta un tope de 27,7MMCD, pero que a la vez soluciona en parte el déficit en la alta demanda del vecino país, especialmente en su fría temporada invernal. El GIJA entonces no solo que restablece la confianza en Bolivia como proveedor de gas natural a la región, si no que refresca las relaciones entre dos pueblos con una larga historia común, en la que miles de compatriotas son protagonistas. El GIJA, con una capacidad inicial de transporte de gas natural de 11,3 MMCD,

de acuerdo a la adenda firmada entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Energía Argentina SA (ENARSA), será cargado con volúmenes mínimos de 7,7 MMCD en invierno y 5,7 MMCD en verano, en cumpllimiento del acuerdo entre las partes. Visto desde la óptica económica, Bolivia ha sido un proveedor energético confiable por décadas a la República Argentina y lo está siendo con Brasil, lo que nos ha permitido contar con importantes ingresos para el tesoro lo que en muchos casos nos ha llevado a situaciones de conflicto interno porlas visiones políticas contrapuestas y los interes en juego. Tanto el Gasbol como el GIJA, además de la gran inversión desembarcada en Bolivia en las dos últimas décadas para la industria de los hidrocarburos deben recordarnos que contamos con un potencial que puede transformar el país en un país del primer mundo, si pasamos de la histórica retórica socio política al impulso económico que erradique definitivamente la pobreza y el enclaustramiento mental que nos agobia.

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qhse www.fissobolivia.com

FISSO 2011

Expertos DE cinco PAíSES disertarán en fisso 2011 Además de especialistas de Bolivia, confirmaron su participación seis conferencistas de Argentina, Brasil, EEUU y Perú. Destacan la importancia de estas prácticas en la industria.

a Feria Internacional y Simposio de Seguridad y Salud Ocupacional (FISSO), que se realizará del 20 al 22 de julio próximo en el Centro de Convenciones de Fexpocruz en Santa Cruz, contará con la participación de expositores de Argentina, Brasil, Estados Unidos, Perú y Bolivia, quienes transmitirán su experiencia y especialización en esta temática. FISSO 2011, organizado por el periódico Reporte Energía y la consultora Somaré Consulting Group, confirmó la presencia de Theodore Lemoff (Estados Unidos),

Luiz Verri (Brasil), Jorge Vera Corrales (Perú), y Oscar Gralatto, Alex Steinhaus, Claudia Marín y María Graciela Frey de Argentina, quiénes son especialistas en SySO con más de 15 años de experiencia. A su vez expertos bolivianos en SySO, como Luis Paulo Uzin y Fernando Orellana afirmaron que la FISSO en Bolivia difunde buenas prácticas de seguridad para todas las industrias del país. Coinciden en señalar que antes de este evento, la industria petrolera era “la punta de lanza”, puesto que introdujo los sistemas de gestión en seguridad, iniciativa que fue transmitida a otros sectores como la industria. Para Fernando Orellana, Bolivia está

invitados internacionales Theodore Lemoff (Estados Unidos)

Jorge Vera Corrales (Perú)

Representante de la National Fire Protection Association (NFPA) de EEUU, consultor internacional con más de 25 años de experiencia en la protección de incendios. La función principal de la NFPA es reducir la carga mundial de incendios.

Es consultor internacional con más de 20 años de experiencia en prevención, extinción e investigación de incendios. Especialista certificado en protección contra incendios por la National Fire Protection Association (NFPA).

Luiz Alberto Verri (Brasil)

Alex Steinhaus (Argentina)

Se ha desempeñado durante 18 años (1989 a 2007) dentro de Petrobras Brasil hasta llegar al cargo de gerente general de la refinería “Presidente Bernardes” de Cubatao, Sao Paulo. Además se desempeñó como gerente de mantenimiento y gerente de la Oficina de Gestión de Proyectos en la refinería REPLAN en Paulinia. Actualmente es director de Verri Veritatis Consultoria Ltda.

Es director ejecutivo de SAFEmap Latinoamérica, empresa especializada en temas de seguridad basada en la competencia, procesos de desarrollo de liderazgo y encuestas de cultura de seguridad. Consultor internacional en HSE, encargado del asesoramiento de diversas empresas de la industria química y petroquímica, minería, generación de energía eléctrica, industrias de proceso y otras.

María Graciela Frey (Argentina)

Claudia Marín (Argentina)

Es consultora internacional en Sistemas Integrados de Gestión, con más de 15 años de experiencia en la implementación de Sistemas de Gestión (ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001, ISO 17025 y otras). Actualmente trabaja en la Gerencia de Certificación de Sistemas del IRAM, donde es la responsable de todos los procesos (auditorías y capacitaciones) relacionados con la ISO 14001.

Especialista con más de 15 años de experiencia en temas de ingeniería ambiental, gestión y análisis de riesgos, consultoría, capacitación y auditorías en Sistemas de Gestión (Medio Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional. Ha desarrollado actividades profesionales en Argentina, Chile, Bolivia, Brasil, Perú, Honduras, Guatemala, México, USA y Australia.

en etapa de desarrollo en seguridad y salud ocupacional, por lo que es importante abordar la temática de SySO en un escenario como la FISSO, en la que participan expertos internacionales. Otro aspecto destacable que ofrece este evento es el relacionamiento entre los distintos rubros de la industria, resaltó Orellana. Por otro lado, Uzin señaló que el tema urgente a tratar en SySO es la gestión de riesgos. “Este es un nuevo enfoque que trae la norma ISO 31000 y ofrece una visión amplia de este concepto y asegura mejores resultados”, explicó. En esta misma línea, Orellana consideró que falta introducir el concepto de seguridad en la construcción, rubro que

mantiene un alto índice de accidentes fatales en los últimos años. El transporte de sustancias peligrosas en cisternas, es otro punto importante por desarrollar. “Falta conocimiento de guías de respuesta a emergencias, uso correcto de las señales para identificar el tipo de químicos que se transporta en los cilindros”, señaló el experto en seguridad. En su criterio, Luis Paulo Uzin, dijo que “Aún falta tomar conciencia del cuidado con los trabajadores en la industria en general, es por ello la importancia de un evento como la FISSO. ▲

LADS: altos estándares en seguridad petrolera Bolivia fue sede del encuentro anual de la Asociación Latinoamericana para la Seguridad en Perforación (LADS por sus siglas en inglés), donde cinco países mostraron sus mejores prácticas de seguridad, salud ocupacional y medio ambiente en la industria de la perforación. El evento reunió a empresas operadoras y de servicios del sector petrolero de Bolivia, Perú, Colombia, Argentina y Ecuador, países que conforman LADS. Las últimas técnicas presentadas en el encuentro estuvieron relacionadas a la prevención, evaluación de situaciones de urgencia en las operaciones, causas de accidentes, accidentes vehiculares, entre otros conceptos vinculados a la seguridad en perforación. La industria de la perforación es considerada una de las actividades más riesgosa que existen en el sector hidrocarburífero, por lo que todos los esfuerzos que conlleven a reducir los riesgos son mínimos, señaló Cecilia Suaznábar, presidente de LADS Bolivia. Para Carlos Etcheverry, vicepresidente de LADS Global, en Latinoamérica la seguridad en perforación en los últimos años presentó mejoras graduales en la actitud de las personas, inteligencia emocional y en procesos de comportamiento. Por otro lado, el tema de automatización y sistemas mecánicos ayudaron a que los trabajadores estén cada vez más alejados del riesgo.

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

TEXTO: lIZZETT VARGAS O.

temáticas. En su segunda versión incluye los temas de Seguridad Ambiental y el Compromiso Gerencial, que se integran a los conceptos de seguridad, prevención de riesgos y salud ocupacional, que serán debatidos por expertos de Bolivia y del exterior en las tres jornadas del evento. CITA. 20 al 22 de julio, Centro de Convenciones de Fexpocruz en Santa Cruz. registros. www.fissobolivia.com

Carlos Etcheverry, vicepresidente de LADS Global y Cecilia Suaznábar, presidente de LADS Bolivia

Señaló que en el caso de Bolivia, la seguridad industrial tiene algunas desventajas por el tipo de locaciones remotas, infraestructura y equipos muy pesados en el área de perforación. Sin embargo, destacó que las empresas bolivianas lograron en estos últimos años estandarizar sus sistemas de seguridad y trabajar de forma continua. Según la representante de LADS Bolivia, actualmente el país cuenta con buenos registros estadísticos en tema de seguridad. En cinco años las empresas no presentaron fatalidades en el área de perforación. “Pero por supuesto no estamos exentos de riesgos, por lo que estamos trabajando día a día en mejorar nuestro desempeño en seguridad”, puntualizó Suaznábar.

16 al 30 de Junio | 2011

petróleo & gas directorio de YPFB dio ‘luz verde’ a Proyectos

3 nuevos gasoductos para santa cruz Los gasoductos serán construidos en los tramos Portachuelo - Montero, Portachuelo - Yapacaní y Puerto Pailas - Cotoca. El Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz pide ampliar el 7% de instalaciones de gas domiciliario.

a Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de Yacimientos petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) iniciará la construcción de los gasoductos Portachuelo – Montero, Portachuelo – Yapacaní y Cotoca - Puerto Pailas, ubicados en el departamento de Santa Cruz. Alejandro Rey, jefe de Redes de Gas de YPFB Santa Cruz, informó que el directorio de la estatal petrolera aprobó el 10 de junio pasado los tres proyectos más importantes para la región cruceña en la gestión 2011, puesto que ampliaran la distribución de gas de la ciudad hasta las provincias cruceñas. De acuerdo con la GNRGD de YPFB, la proyección nacional para el año 2015 contempla una inversión para la ampliación de infraestructura de red de 748 millones de dólares aproximadamente. Según Rey, los tres gasoductos están destinados para distribución de gas en el departamento y provincias de Santa Cruz, que incluye los sectores de industria, comercio y gas domiciliario. Se tiene previsto construir el gasoducto Cotoca - Puerto Pailas de aproximadamente 26 kilómetros de longitud y 8 pulgadas de diámetro. Este tramo conectará desde la primera rotonda de la carretera Virgen de Cotoca del municipio de Cotoca,

hasta la altura del puente de Puerto Pailas. Actualmente el proyecto se encuentra en proceso de licitación y se espera la apertura de sobres para este 27 de junio. La segunda obra que se ejecutará contempla el tramo Portachuelo - Yapacaní, que tendrá una extensión de 82 kilómetros y se construirán en las tuberías de 8 y 6, de 4 y 2 pulgadas de diámetro respectivamente. Esta obra se encuentra también en proceso de licitación pero no se conoce aún la fecha de apertura de sobres. Portachuelo – Montero es el tercer gasoducto que se construirá en Santa Cruz y comprende 17 kilómetros de longitud y 8 pulgadas de diámetro. Por otro lado, en Montero se construye un tramo de dos kilómetros y medio para ampliar el parque industrial. “Con estos proyectos, las redes de gas están formando un estructura de distribución, no solamente para la ciudad, puesto que estamos logrando que el gas también llegue a todas las provincias. Además tramos de más de 90 kilómetros, como los gasoductos Montero - Okinawa y San Juan de Yapacaní - Portachuelo, generarán un desarrollo industrial con energía limpia y barata”, enfatizó Rey. Respecto a la construcción de nuevos gasoductos en la región, el secretario de Hidrocarburos y Energía del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz y también director de YPFB, Carlos Hugo Sosa, señaló que su concreción es importante para el desarrollo de las provincias,

puesto que se trata de zonas especialmente productivas. “Estas obras serán de gran utilidad para el sector agroindustrial, lo que a su vez beneficia a la región y al país, tomando en cuenta que Santa Cruz produce el 60% de los alimentos que se consumen en Bolivia”, enfatizó Sosa. Sin embargo, advirtió que está pendiente la ampliación de instalaciones de gas domiciliario en Santa Cruz, puesto que sólo el 7 por ciento de los hogares cruceños cuenta con este servicio. ▲

redes en santa cruz CIUDAD. Se realizarán instalaciones de gas en el sector de la Villa Olímpica, avenida Escuadrón Velasco a la altura del monumento al Chiriguano. PROVINCIAS. En Yapacaní, Santa Rosa del Sara y Mairana se realizarán acometidas que son de caracter secundario. TRAMOS. Se ejecutarán los trabajos en el Cuarto anillo - Colinas del Urubó y en Montero - Okinawa.

Foto: Archivo / Reporte Energía

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

Tramo Cotoca-Guapilo es una de las obras que ejecutó Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos en Santa Cruz.

16 al 30 de Junio | 2011

petróleo & gas

on una inversión de 72 millones de dólares Gas To Liquid International S.A. (GTLI) y YPFB Corporación impulsan nuevos prospectos de exploración y explotación en los bloques Almendro y Cupecito (Santa Cruz), Río Beni (La Paz, Beni y Pando) e Itacaray, (Chuquisaca), en la perspectiva de incrementar las reservas de gas natural y petróleo en Bolivia. El presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas y el representante legal y director de GTLI, Arvind Sharma, suscribieron los primeros cuatro contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación de las áreas reservadas a favor de YPFB. Villegas manifestó que las concesiones para exploración de las compañías privadas en las áreas tradicionales tiene una duración límite de siete años y en los no tradicionales 10 años. GTLI realizará en primera instancia tareas de prospección de hidrocarburos en las áreas Almendro con una superficie de 98.375 hectáreas (Has.), Cupecito (95.625 Has.), ambas ubicadas en el departamento de Santa Cruz; Río Beni (1.000.000 Has.) situada entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; e Itacaray (58.750 Has.) se halla en Chuquisaca.

$US 72 MM de inversión

GTLI firma inéditos contratos de servicios con ypfb Los primeros 4 contratos de servicios petroleros se focalizan en las áreas de Almendro, Cupecito, Río Beni e Itacaray. Plazos de 7 años para zonas tradicionales y de 10 para no tradicionales. “Tenemos confianza de que en el lapso de los próximos tres años vamos descubrir gas y petróleo en estos bloques”, afirmó el gerente general de GTLI, Luis Carlos Kinn. Por su parte, el máximo ejecutivo de YPFB, subrayó que “GTLI tiene la obligación de entregar cada año el Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP) para que las instancias correspondientes de exploración realicen el seguimiento y aprueben la inversión”. Los contratos entre GTLI - YPFB son losprimeros bajo la modalidad de servicio petrolero firmado con una empresa privada. Se tiene previsto que después de tres años, se conocerán los resultados de los estudios de exploración en los cuatro bloques y se declararán comerciales o no estas áreas. Posteriormente la compañía podrá firmar un contrato de riesgo compartido con YPFB. ▲

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

El director de GTLI, Arvind Sharma, (izq) y el presidente de YPFB, Carlos Villegas, (der) firman contratos de servicios petroleros.

16 al 30 de Junio | 2011

Jorge Ciacciarelli, director de la Unidad de Negocio Bolivia de Repsol

Donald osinaga, Gerente de E y E de YPFB

“itaguazurenda con geología interesante para exploración” Anunció proyectos de exploración y leads exploratorios en el norte de Itaguazurenda denominados Cañada y Chorritos. TEXTO: Lizzett Vargas o.

¿Cuáles son los proyectos en exploración y explotación en el país a cargo de su Gerencia? El proyecto de exploración que ha planificado la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE) de YPFB, para el año 2011, es la adquisición sísmica 3D en el área de Itaguazurenda. Consiste en el levantamiento de datos sísmicos tridimensionales para estudios en los niveles carboníferos y devónicos en el bloque alto de la falla Mandeyapecua en la estructura geológica de Itaguazurenda, ubicada en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. ¿Qué empresas se adjudicaron cada uno de los proyectos previstos en exploración y cuáles serán las condiciones generales de estos contratos? La adquisición sísmica 3D de Itaguazureda está actualmente en fase de aprobación

por parte del directorio de YPFB, para el inicio del proceso de contratación de la empresa encargada de ejecutar el proyecto. De acuerdo a los prospectos geológicos de las zonas de estudio ¿Cuál es el potencial gasífero y de hidrocarburos líquidos? Según datos de producción del pozo Itaguazurenda-X2 (ITG-X2), perforado por YPFB durante los años ‘80, en los niveles arenosos de la formación Iquiri de edad devónica, se han obtenido interesantes caudales de producción de gas. Después de reinterpretaciones sobre líneas sísmicas 2D realizadas por la GNEE, se observa interesantes condiciones geológicas que quedan aún por investigar. ¿Tienen previsto adquirir equipos propios para perforación y trabajo sísmico? La GNEE no tiene previsto realizar la compra de equipos de perforación, tampoco la adquisición de equipos para trabajos sísmicos. Para trabajos de adquisición sísmica 3D está previsto la contratación de una empresa especializada en el rubro.

petróleo & gas

“ Foto: GNEE de YPFB

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El campo margarita alcanzará una capacidad de procesamiento de 9 mmcd a principios de 2012, Lo que significa que triplicará su producción actual de 3mmcd

Donald Osinaga es el nuevo gerente Nacional de Exploración y Explotación de YPFB

¿Cuántas personas dependientes de su Gerencia trabajarán en actividades de exploración y explotación? Entre ingenieros geólogos, de reservorio, de producción, geofísico y personal técnico suman alrededor de 15 personas. El personal con experiencia suma solo 6, el resto son ingenieros junior en etapa de capacitación. ¿Qué otros proyectos ejecutarán para potenciar las reservas hidrocarburíferas? Después de la adquisición sísmica 3D de Itaguazurenda está planificada la perforación del pozo ITG-X3, cuya ubicación será determinada por la interpretación de la sísmica 3D. De ser exitoso el resultado de este pozo, está previsto la perforación de otros pozos de desarrollo en esta misma estructura. Por otro lado hacia el norte de Itaguazurenda hemos identificado dos leads exploratorios denominados Cañada y Chorritos, en los cuales actualmente la GNEE está realizando estudios, para determinar las condiciones y posibilidades geológicas del entrampamiento de hidrocarburos. ▲

repsol invirtió $us 180 mm en margarita El proyecto Margarita tiene un avance físico del 45%, que demandó una inversión aproximada de 180 millones de dólares hasta fines de mayo, dio a conocer Jorge Ciacciarelli, director de la Unidad de Negocios Bolivia de Repsol. El monto previsto para el desarrollo de esta primera fase asciende a 600 millones de dólares. La construcción de la nueva planta en el Campo Margarita alcanzará una capacidad de procesamiento de 9 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas a principios de 2012. Lo que significa un incremento de 6 MMmcd a la producción actual de 3 MMmcd. En el campo Margarita actualmente se realiza trabajos de workover en el pozo MGT - 4ST, que es la completación definitiva del pozo y se lo adecua a “terminación inteligente” para que empiece a producir gas. Este trabajo tiene el objetivo de sincronizar la producción del pozo con la finalización de la planta de tratamiento de gas que se construye en el lugar, explicó Ciacciarelli. Otro de los aspectos que destacó es que en la actualidad existen 1.200 trabajadores, en su mayoría oriundos de la zona, que trabajan en la construcción de la planta de tratamiento de gas del campo Margarita. En el plan de exploración de Repsol, y a través de las compañías YPFB Andina y YPF Argentina en las que tiene participación, solicitó a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) nuevas áreas de exploración.

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especial electricidad

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la principal lección aprendida es no ejecutar proyectos como lo hizo rurelec, al adquirir equipos eléctricos de segunda mano e iniciar un proyecto sin el cierre financiero total

“

Eduardo Paz Castro, gerente general de Guaracachi SA

eduardo paz castro, gerente general a.I. de guaracachi SA

“Esperamos concluir hasta fin de año con un superávit de más de $US 8 MM” Sostiene que EGSA goza de buena salud financiera. Al 30 de abril de este año se registran cerca de $us 10 MM en las cuentas bancarias de la compañía y en mayo, la facturación superó los $us 6 MM. Detalló los problemas y reparación del Ciclo Combinado. TEXTO: franco garcía S.

¿En qué consiste el daño ocurrido durante las pruebas del Ciclo Combinado de Guaracachi SA. El daño ocurrido fue provocado por un cortocircuito trifásico con fuego, debido a la presencia de humedad y aceite en el generador de la unidad GCH 12 (Ciclo Combinado). El único componente dañado es el generador, el resto del equipamiento tanto del ciclo combinado, así como las turbinas a gas funcionan en perfectas condiciones, es más operan casi 24 horas al día para posibilitar la operación normal de las unidades relacionadas al Ciclo Combinado, es decir Guaracachi 9 (GCH 9) y Guaracachi 10 (GCH 10). ¿Cuáles son los trabajos técnicos de reparación de los daños suscitados en el generador GCH 12 y cuál es el cronograma definido hasta su puesta en funcionamiento? Para los trabajos de reparación, ha sido contratada la empresa Turbocare, una subsidiaria de la empresa Siemens. Los trabajos técnicos consisten en la fabricación de nuevas bobinas y reparación del rotor del generador. Estos trabajos se realizarán en Estados Unidos. En los próximos días se enviará el rotor en un vuelo chárter desde Santa Cruz hasta Houston. El cronograma prevé que hasta el 15 de noviembre de 2011, la unidad GCH 12 (Ciclo Combinado) volverá a operar inyectando los 82 MW previstos. ¿Qué recaudos se están tomando para que no existan nuevamente desperfectos en el generador? EGSA está procediendo a la contratación de empresas especializadas para el montaje de las nuevas bobinas, del rotor y su correspondiente acople a la turbina.

Tenemos previsto la presencia de empresas como Turbocare, Sulzer, IST y otras empresas internacionales que realizarán la supervisión de todos los trabajos, además del equipo técnico entrenado que tiene EGSA en Santa Cruz. Como le indiqué anteriormente, el resto de los componentes del Ciclo Combinado están funcionando. ¿Cuáles son las lecciones aprendidas de este siniestro? La principal lección aprendida, es no ejecutar proyectos como lo hizo Rurelec, adquiriendo equipos eléctricos de segunda mano e iniciando un proyecto sin el correspondiente cierre financiero total. Recuerde que el proyecto Ciclo Combinado inició con un presupuesto de 40 millones de dólares. Al 30 de abril de 2010 este presupuesto superaba los 83 millones de dólares y aún faltaban piezas y partes por adquirir y no se había concluido el montaje. Esta situación puso en riesgo las operaciones de EGSA y tuvo como efecto el retraso, en manos de la británica Rurelec, para la puesta en marcha del proyecto que debió estar operando desde mayo de 2009, es decir, antes de la nacionalización del sector eléctrico . ¿Les ha comunicado AE sobre alguna sanción contra la empresa por la no puesta en operación del Ciclo Combinado? La Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) ha iniciado un proceso sancionatorio debido al retraso en la operación del Ciclo Combinado. Sin embargo es pertinente remarcar que el ingreso del proyecto estaba previsto para mayo del año 2009, pero debido a problemas durante la administración de Rurelec en EGSA se demoró en exceso, es más, puedo afirmar que si no hubiera sido el Plan de Salvataje financiero que nos dio ENDE con apoyo del Estado, EGSA no hubiera podido continuar sus operaciones.

Eduardo Paz Castro, gerente general a.i. de EGSA

¿De qué manera, en qué tiempos y montos estiman que se reduzca la abultada deuda con el sistema financiero para permitirle a la compañía mantener sin contratiempos sus operaciones y suministro de electricidad? La deuda financiera de EGSA al 30 de abril de 2011, alcanza los 89.3 millones de dólares y está compuesta de la siguiente forma: 40 millones de dólares, que corresponde a bonos en la Bolsa Boliviana de Valores, a un plazo de 10 años. Se suma 20 millones de dólares, que es una deuda con la Corporación Andina de Fomento, a un plazo de 10 años. También se tiene 19.9 millones de dólares en deudas con la banca local de corto plazo, que fue renegociada en el último año, extendiéndose el plazo y reduciendo las tasas de interés. Y 9.4 millones de dólares, que tiene que ver con la deuda con el Banco Central de Bolivia (BCB) a un plazo promedio de 8 años.

Para evitar problemas de liquidez en el último año se renegoció la deuda de corto plazo con la banca local y gracias al Plan de Salvataje financiero aplicado por ENDE, EGSA goza de una buena salud financiera. Es más, al 30 de abril de 2011 contábamos con casi 10 millones de dólares en nuestras cuentas bancarias y en el mes de mayo 2011, la facturación superó los 6 millones de dólares. ¿Cómo se encarará la deuda con YPFB de 14.2 millones de dólares por combustibles? ¿Existe un plan de pagos pactado y en qué consiste el mismo?. Esta deuda data de abril de 2010 y fue parte de la herencia que dejó la administración de Rurelec en EGSA. ENDE y el Gobierno Central entendieron que para concluir el proyecto Ciclo Combinado, EGSA requería fondos y prestó todo su apoyo para diferir el pago de esta deuda .

16 al 30 de Junio | 2011

especial electricidad ¿Se seguirá pagando la deuda con el Banco Central de Bolivia?. ¿Cuál sería la razón de continuar asumiendo esta obligación si habría sido perdonada en 1995 en el marco del HIPC, de acuerdo a la versión de un ex gerente de la compañía? La deuda con el Banco Central a la fecha alcanza los 9.4 millones de dólares. EGSA ha venido cumpliendo y seguirá cumpliendo todas sus obligaciones con el sistema financiero, tal como lo establecen los contratos. No existe riesgo de que alguna deuda quede impaga. EGSA gracias al apoyo recibido de ENDE y el Gobierno Boliviano, tiene una sólida posición financiera, lo cual le permite cubrir todas las obligaciones por la deuda financiera contratada.

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La deuda con el banco central de Bolivia alcanza $US 9,4 mM. egsa ha venido cumpliendo y seguirá cumpliendo todas sus obligaciones con el sistema financiero, tal como lo establecen los contratos.

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¿Los 24,5 millones de dólares otorgados a EGSA por el Gobierno Central y ENDE, en el que se incluye el crédito de 5 millones de dólares de Corani y Valle Hermoso, se suman a la deuda de la empresa?. ¿Cuál es la previsión para este año en cuanto a disponibilidad de flujo de caja? El plan de salvataje aplicado por ENDE incluye el préstamo de las subsidiarias Corani y Valle Hermoso por 5 millones de dólares, el cual es parte del pasivo de EGSA. En lo referido a la liquidez financiera, gracias a este plan y con los niveles actuales de facturación, esperamos concluir el año con un superávit de algo más de 8 millones de dólares en caja. ¿En total qué montos recibió EGSA de preventa de bonos de carbono? ¿Se continuará recibiendo más dinero por este concepto? EGSA recibió de la Corporación Andina de Fomento un total de 3.26 millones de Euros por concepto de preventa de Créditos de Carbono. Tomando en cuenta los tiempos de operación y el pago de deudas ¿Hasta que fecha estima usted que se mejorará las finanzas de la empresa? Como expliqué, gracias al Plan de Sal-

vataje financiero aplicado por ENDE, la reprogramación de las deudas y los niveles actuales de facturación, Guaracachi goza de una buena salud financiera. El repago de las deudas con el sistema financiero, se realizará en los plazos y condiciones previstas en los contratos. ¿Cuál es el avance de la planta de generación eléctrica en San Matías y para cuando está prevista su puesta en funcionamiento? Este proyecto, es parte del Plan de Soberanía Energética , es prioridad para la actual administración de EGSA y de nuestra casa matriz ENDE Corporación. Hemos contratado los servicios de la empresa First Energy de Inglaterra, la cual tiene previsto poner en servicio la Central Termoeléctrica San Matías la primera quincena del mes de julio de 2011. La provisión de combustible, así como los equipos de subestación están concluidos, han sido probados y están operables . ¿Se realizarán trabajos de ampliación de capacidad en las plantas eléctricas de Guaracachi en Sucre y Potosí y cuál será la inversión para las mismas? Como es de conocimiento de la población, ENDE está invirtiendo más de 175 millones de dólares en cinco nuevas

centrales de generación para garantizar el suministro a la población y garantizar energía eléctrica para el desarrollo del país. Por otro lado es importante aclarar que los departamentos de Sucre y Potosí, cuentan con líneas de transmisión ligadas al SIN que garantizan el abastecimiento al menos los próximos 5 años. EGSA tiene las centrales de Aranjuez en Sucre con una capacidad de 37 MW y la central Karachipampa en Potosí con una capacidad de 14.4 MW. En caso de incrementarse la demanda debido a algún proyecto minero o de otro tipo, se tiene la capacidad técnica y financiera para atender este incremento y de ser necesario instalar nuevas unidades bajo los lineamientos de la Corporación ENDE. ▲

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hemos contratado los servicios de la empresa first energy de inglaterra, la cual tiene previsto poner en servicio la central termoeléctrica san matías la primera quincena del mes de julio de 2011.

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especial electricidad

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Con respecto al cargo diferido registrado en el Balance General Al 31 de diciembre de 2010, informamos a usted que no es política de Ende el diferimiento de ningún costo

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Nelson Caballero, gerente general de ENDE

guaracachi s.a. debió poner en marcha el proyecto de ciclo combinado, pero existen cuestionamientos tan

proyecto ciclo combinado ´enredado Foto: EGSA

Guaracachi SA, ajustó los Estados Financieros de 2010, que mostraron como resultados pérdidas por 2.3 millones de dólares, generando un de 2011. Se advirtió de riesgos para la empresa, pero el accionista mayoritario tomó la decisión por “prudencia” y lanzó un agresivo plan d TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

l 10 de mayo de 2011 la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) daba a conocer mediante un comunicado de prensa que la Empresa Guaracachi SA (EGSA) obtenía un pérdida correspondiente a la gestión 2010 de 16.6 millones de bolivianos (2,4 millones de dólares). En ese día y en los posteriores, la opinión pública nacional se sorprendió, puesto que estas nuevas cifras contradecían los Estados Financieros publicados por la subsidiaria eléctrica el 31 de marzo de este año, que arrojaban ganancias netas (utilidades) por 40.8 millones de bolivianos (5,8 millones de dólares). El 26 de abril de este año, la Corporación ENDE informó que los Estados Financieros y Balance General de EGSA publicados el 31 de marzo de 2011, “no tienen valor legal alguno, en tanto estos no sean debidamente aprobados por la Junta Ordinaria de Accionistas”. Pero ¿Qué sucedió para que se anule el primer informe de EGSA que reportaba utilidades y cambie radicalmente el contenido del segundo en el que se muestra pérdidas financieras?. Para responder a esta interrogante Reporte Energía obtuvo la versión de fuentes confiables ligadas a la compañía eléctrica, documentación oficial, la versión del gerente general de ENDE, Nelson Caballero, mediante un cuestionario y se analizó los dos Estados Financieros publicados. La conclusión respaldada además en misivas a las que se tuvo acceso es que el socio mayoritario de Guaracachi SA, instruyó el cambio de dos aspectos de la política contable de la subsidiaria, que estaban vigentes desde el 1 de enero de 2009. Los ajustes realizados por ENDE a los estados financieros, se referían a los costos de préstamos para el proyecto de Ciclo Combinado, y el tratamiento de los costos de mantenimiento mayor de las máquinas de generación eléctrica de la compañía. Caballero, explicó que los cambios efectuados a los Estados Financieros 2010 de Guaracachi SA, se realizaron “sobre una base de prudencia y a efectos de que la información contable de EGSA sea representativa del real estado de la empresa”. De esta manera, según Caballero, la Sociedad decidió castigar los costos financieros o intereses de préstamos relacionados con el “Proyecto de Ciclo Combinado”, los cuales, hasta el año 2010, eran activados como parte del valor de la inversión del Ciclo Combinado. Explicó que “esta medida de prudencia

Vista aérea de la planta de generación eléctrica de Guaracachi SA en Santa Cruz de la Sierra. La compañía nacionalizada informó el 10 de mayo que registró pérdidas por $us 2.4 MM en 2010.

se aplicó a la difícil recuperación de una inversión inflada, con costos financieros correspondientes a varias gestiones, tomando en cuenta además que este proyecto debería estar en operación en mayo del 2009”. En este sentido, se cargó también a la gestión 2010 el costo total de mantenimiento de máquinas, que desde el 2009 se había decidido iba a ser diferido y amortizado por varios años. Según las fuentes consultadas, la decisión para los ajustes contables de la gestión 2010 de EGSA se tomó poco antes de la reunión convocada para aprobación de los Estados Financieros de Guaracachi SA por parte de la Junta General de Accionistas. Al respecto, se conoció que hasta el 19 de abril, no existía instrucción alguna para realizar los cambios los Estados Financieros de EGSA y estos contaban con la anuencia de ENDE, por lo que incluso se habían publicado los mismos el 31 de marzo de 2011. Sin embargo, el 20 de abril se instruye paralizar la aprobación de este informe y realizar modificaciones. Dese la gerencia general de ENDE, se envió una carta fechada el 20 de abril de 2011 dirigida a Roy Piérola Bejarano, presidente en ese momento del directorio de Guaracachi SA en la que se instruye que “con respecto al cargo diferido registrado en el Balance General al 31 de diciembre de 2010 por un monto de Bs. 37.031.018, que se

detalla en la nota 11 y que está relacionado con los mantenimientos ya realizados al parque generador de EGSA, informamos a usted que no es política de ENDE el diferimiento de ningún costo”. Y a su vez añade: “Analizado el costo financiero registrado en el Estado de Resultados, entendemos que no corresponde a la totalidad de los intereses generados por la deuda contratada por EGSA. Debido al retraso en la puesta en marcha del Proyecto Ciclo Combinado, consideramos que la totalidad de los costos y gastos financieros generados en la gestión 2010, deben ser registrados en el Estado de Resultados correspondientes”. Y concluye que “los ajustes indicados en la presente nota deberán ser incluidos en los Estados Financieros y aprobados por el directorio de EGSA hasta el 28 de abril de 2011, fecha en la cual se deberá convocar a Junta de Accionistas”. La respuesta de Piérola al gerente general de ENDE se envía cinco días después, es decir, el 25 de abril manifestando que “analizamos su instrucción, identificando la ausencia de criterios técnicos que sustenten los cambios; más por el contrario, pudimos constatar que tales decisiones, alejarían la contabilidad de Guaracachi SA de la norma boliviana, internacional y mejores prácticas contables”. Respecto a las dos cambios contables

que ordenaba la gerencia, Piérola responde que “el diferimiento de costos de mantenimiento actualmente aplicado en esta compañía ha sido analizado por la administración, determinando que es una de las mejores prácticas del mercado, misma que se aplica desde el año 2009 y a juicio del auditor externo, la aplicación de esta política, representa una mejor distribución de los costos a lo largo de cada ciclo de mantenimiento de cada unidad, permitiendo asociar los ingresos y gastos en forma razonable”. En torno a la instrucción de cargar los costos financieros de los préstamos para el Ciclo Combinado a los Estados de Resultados del año pasado, el presidente del directorio de EGSA, Piérola, señala que “la norma contable manda incorporar los mismos a un proyecto, hasta que este sea concluido. La instrucción emanada de ENDE ocasionaría castigar fuertemente los resultados de la gestión 2010 de Guaracachi SA”. POSICIÓN CONTRARIA A LOS CAMBIOS Para hacerle notar personalmente al máximo ejecutivo de ENDE los riesgos y dificultades que podría contraer la empresa al cambiar sus Estados Financieros 2010 ya publicados en la prensa nacional, una comisión de Guaracachi SA viajó de Santa Cruz a Cochabamba y se entrevistó con Nelson Caballero el 23 de abril de este año

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identificamos ausencia de criterios técnicos que sustenten cambios; esas decisiones alejarían la contabilidad de egsa de LA norma nacional, internacional y prácticas contables

Roy Piérola Bejarano, ex presidente del directorio de EGSA

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especial electricidad

nto a su gestión como a la de rurelec. la publicación de dos estados financieros genera CONTROVERSIA.

o´ en la situación contable de egsa

na controversia con fuentes ligadas a la compañía que cuestionan la decisión. La Junta de Accionistas, aprobó el nuevo informe el 6 de mayo de salvataje y de aceleración del proyecto de ciclo combinado, definido como estratégico respaldo a la seguridad energética. en aquella ciudad. El grupo estuvo conformado por el gerente general, Antonio Lanza, la directora administrativa financiera entrante, Janeth Alé, la directora administrativa financiera saliente, Gloria Peredo, la auditor interno, Martha Bejarano, el responsable de Finanzas, Marco Paniagua, el presidente del directorio, Roy Piérola y el vicepresidente del directorio, Mauricio Vallejo. Estos funcionarios fungían en esas fechas en sus cargos mencionados, pero luego fueron removidos en la mayoría de los casos. Acompañó a esta delegación el socio de la empresa Price Waterhouse & Coopers, Sergio Fischer, consultora externa que auditó la contabilidad de la compañía. De acuerdo a fuentes que estuvieron presentes en aquella reunión y que pidieron reserva, la delegación de Guaracachi SA expuso que por el préstamo de 20 millones de dólares con su correspondiente anticipo por la preventa de créditos de carbono, se debe mantener ratios (medida obtenida a partir del balance y la cuenta de resultados que dará información económica y financiera de la empresa analizada) que revelan niveles de estabilidad financiera para cubrir sus compromisos asumidos. Pero se temía que al revertirse tal situación por seguir la instrucción de ENDE, se aceleraría el riesgo de pago de la totalidad de la deuda, teniendo como garantía a favor de CAF parte de los activos fijos y un fideicomiso que absorbe 47 por ciento de los ingresos de la subsidiaria. Asimismo se dijo en el encuentro que al ser Guaracachi SA una empresa que registra en el Mercado de Valores, de donde se obtuvo un préstamo de 40 millones de dólares para ser invertidos en el proyecto Ciclo Combinado, se tiene compromisos institucionales con la Autoridad de Supervisión del Sistema Financiero (ASFI), Bolsa Boliviana de Valores (BBV), Entidad de Depósitos de Valores (EDV) y Representante de Tenedores de Bonos. En este marco, se afirmó a su vez que los tenedores de bono tienen constituido a su favor una garantía quirografaria (garantía establecida únicamente con la firma del otorgante) y un fideicomiso que absorbe el

47 por ciento de los ingresos de EGSA. A este cuadro, se suma que la subsidiaria es acreedora de diferentes bancos de los que goza un prestigio aceptable, pero que podrían tomar acciones para precautelar las deudas a través de activos que están en calidad de prenda. De igual manera se mencionó que EGSA tiene actualmente una calificación de riesgo AA2 otorgada por la calificadora de riesgo Pacific Credit Rating conforme a informe efectuado al 31 de diciembre del 2010, pero que esta nota otorgada podría bajar si se afectaba drásticamente los Estados Financieros publicados, lo que causaría descrédito y preocupación entre los tenedores de Bonos y todo el mercado de valores. Respecto a los cambios solicitados por ENDE se expresó la preocupación de que los Estados Financieros no estarán enmarcados en los principios de contabilidad generalmente aceptados en Bolivia y que los ajustes no provienen de una evaluación técnica. EL PROCURADOR Y LA DEFINICIÓN Como no se llegó a un conclusión final de las acciones a seguir en la reunión de Cochabamba, se decidió realizar otro encuentro más para discutir y debatir el futuro de los Estados Financieros de EGSA ya publicados, buscando que se respete los mismos. En ese sentido, el lunes 25 de abril se realiza una reunión privada en las oficinas de la Procuradoría General del Estado Plurinacional de Bolivia en La Paz. Allí estuvieron presentes Hugo Montero Lara, procurador general, Nelson Caballero gerente general de ENDE, un representante del Viceministerio de Electricidad, Eduardo Paz Castro, que acompañó la delegación de la estatal eléctrica, el entonces gerente general de EGSA, José Antonio Lanza y otros funcionarios. De acuerdo a una fuente que participó en la cita, el objetivo de la misma era determinar los caminos a seguir, puesto que el procurador no entendía porqué se le había informado de que la empresa estaba técnicamente en quiebra, cuando según los Estados Financieros de 2010 reportaba utilidades y obviamente estaba en marcha

cronología • El 18 de diciembre de 2010 Price Waterhouse & Coopers responde al ex gerente de Guaracachi SA, Joaquín Rodríguez Gutiérrez, una consulta en cuanto al tratamiento contable del diferimiento de costos de mantenimiento general y capitalización de costos e intereses del proyecto de Ciclo Combinado, dándole el visto bueno a la misma. • El dictamen del auditor independiente Price Waterhouse & Coopers acerca de los estados financieros de Guaracachi SA se emiten en fecha 25 de marzo del 2011. • El directorio de EGSA aprueba en fecha 29 de marzo del 2011 los Estados Financieros emitidos por la administración. • Guaracachi SA, conforme a compromisos asumidos con tenedores de bono, publica los estados financieros, en fecha 31 de marzo, fecha límite. • El 18 de abril del 2011 la síndico de EGSA, Luz Ana Clara Carrasco, emite opinión recomendando aprobación de los Estados Financieros a la Junta General de Accionistas. • El 21 de abril de 2011, la Junta General Ordinaria de Accionistas convocada a horas 9.00 a.m. para aprobación de estados financieros se suspende. • El 21 de abril de 2011 del 2011 a horas 11.30 a.m llega a EGSA nota CBGGN – 4691/11 de ENDE, con instrucciones para modificar los estados financieros. • El 23 de abril de 2011 una comisión de EGSA, más el auditor externo, señala a ENDE en Cochabamba, sus puntos de vista acerca de las consecuencias que ocasionarían los cambios solicitados por el accionis-

el proceso de conversación con representantes de Rurelec PLC , anterior socia mayoritaria de Guaracachi SA, por la demanda existente de arbitraje. El procurador presionó para que se establezca cuál iba a ser la definición a tomar a fin de ser consecuentes con el discurso que se había manejado hasta la fecha, a nivel

ta mayoritario. • El 25 de abril el directorio (Acta 08/2011) señala en su acta, como inadecuado el cambio de política contable solicitado por el accionista reiterando mediante nota EGSA PD/EXT.-08/2011 las consecuencias que, a su criterio, ello ocasionaría. • El 26 de abril ENDE publica en un medio escrito de circulación nacional la no validez de los Estados Financieros de Guaracachi SA. • El 26 de abril del 2011 el gerente General de Guaracachi SA, José Antonio Lanza, pide que se brinde apoyo para poder sobrellevar las consecuencias negativas que la instrucción de la Corporación ENDE podría acarrear a la empresa. • El 28 de abril de 2011, la segunda convocatoria de la Junta General Ordinaria de Accionistas, para aprobación de estados financieros declara cuarto intermedio hasta el martes 03 de mayo. • El 30 de abril de este año, la Federación de Trabajadores de Empresas Eléctricas (Fensteel) y sus sindicatos afiliados, emitieron su respaldo los Estados Financieros publicados y aprobados por la Gerencia General y el Directorio de EGSA. • El 6 de mayo de 2011 la Junta de Accionistas de la Empresa Guaracachi S.A. (EGSA) aprueba los nuevos Estados Financieros, designa a un nuevo gerente general y remueve del cargo a miembros del directorio. • El 12 de mayo de 2011 se publican los nuevos Estados Financieros de EGSA, correspondientes al ejercicio 2010, con las modificaciones sugeridas por ENDE.

de medios y en las conversaciones iniciales con representantes de Rurelec PLC. Ante la insistencia del procurador, ENDE determinó su posición final de que debían realizarse las respectivas modificaciones contables a los Estados Financieros de EGSA y que se asumiría el riesgo que conllevaba esta determinación. continúa en la pág. 12

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especial electricidad viene de la pág. 11

LA POSICIÓN DE LOS TRABAJADORES Posteriormente, el 28 de abril de este año, la directora administrativa financiera de Guaracachi SA, Gloria Peredo Gutiérrez, en una carta dirigida a José Antonio Lanza que en ese tiempo fungía como gerente general a.i. de la subsidiaria, indica que en “Este informe de Price Waterhouse – PWC/1401/2010 señala claramente que la forma de registro de los costos de mantenimiento actualmente aplicados en Guaracachi es un procedimiento de mejor práctica y a juicio del auditor externo, la aplicación de esta política representa una mejor distribución de los costos a lo largo de cada ciclo de mantenimiento de cada unidad permitiendo asociar los ingresos y gastos en forma razonable. En relación a los intereses generados por el proyecto CCGT el informe señala que estos costos deberán capitalizarse hasta que se hayan completado las actividades necesarias para preparar el activo (proyecto). Por lo expuesto ratifico mi objeción a los cambios requeridos por el accionista con fecha 20 de abril de 2011”. Dos días después, la Federación Nacional de Trabajadores de Empresas Eléctricas con sus afiliadas, emite un voto resolutivo que en su punto único dice: “respaldamos y exigimos el respeto a los Estados Financieros publicados y aprobados por la Gerencia General y el Directorio de la Empresa Guaracachi SA”. Además afirma que “expresamos nuestro malestar y rechazamos cualquier medida que la Gerencia de ENDE Corporativa pretenda lanzar declarándonos en Estado de Emergencia”. El voto resolutivo expedido en Cochabamba lleva la firma de Freddy Gutiérrez, secretario ejecutivo de la Federación Nacional de Trabajadores de Empresas Eléctricas (Fensteel), Johnny Rojas Ferrel, secretario general del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), José Luis Delgadillo, secretario general del Sindicato ENDE Cobija, Juan Carlos Flores, secretario general del Sindicato Guaracachi SA, María Fátima Cabrera Nery, secretaria de actas del Sindicato Guaracachi SA, Fernando Castellón, secretario general del Sindicato TDE, Alfredo Salazar, secretario de Hacienda del Sindicato TDE, Roberto Subia, secretario general del Sindicato ENDE Trinidad, Marcelo Luján Zambrana, secretario general del Sindicato Corani y Grover Rojas Vásquez, secretario general del Sindicato Valle Hermoso. Por su parte la síndico de EGSA, Luz Ana Lara Carrasco, en una carta con fecha 18 de abril de 2011, afirma que “no he tomado conocimiento de ninguna modificación significativa que deba hacerse a los Estados Financieros (el primer informe), por consiguiente recomiendo a la junta de accionistas, aprobar la Memoria Anual y los Estados Financieros de la Sociedad al 31 de Diciembre de 2010”. Sin embargo, pese a las recomendaciones y negativas para el ajuste contable de los Estados Financieros 2010 de EGSA, el directorio de Guaracachi SA, sin aprobar las modificaciones demandadas, instruye a la Gerencia General cumplir con la solicitud

estados financieros 2010 al 31 de diciembre de 2010 de egsa Ingresos operativos Ingresos por energía Ingreso por capacidad de generación Costos de generación de energía eléctrica Generación Costos indirectos de generación Mantenimiento Margen bruto operativo Gastos de administración Costo financiero Pérdida/Ganancia operativa Otros ingresos y egresos Ingresos por interés - local Ingresos por interés - externo Ingresos por venta de activos fijos y repuestos Otros egresos Pérdida por participación en Sociedades Ajuste por diferencia de cambio Ajuste por mantenimiento de valor Resultado por exposición a la inflación Pérdida/Ganancia neta del ejercicio

MODIFICADO 2010 Bs

ORIGINAL 2010 Bs

199.434.889 152.326.797 351.761.685

247.493.526 55.727.595 6.448.484 42.092.080

223.541.823 55.727.595 6.448.484 66.043.783

29.966.922 44.047.794 31.922.636

29.966.922 10.585.449 25.491.412

21.049 4 - 275.974 2.174.377 7.583.526 324.398 9.832.428 15.311.054 16.611.582

23.951.703

Costos de mantenimiento llevados al gasto de la gestión 2010

33.462.345

Intereses financieros llevados al gasto de la gestión 2010

21.049 4 275.974 2.174.377 7.583.526 324.398 9.832.428 15.311.054 40.802.466

Fuente: Elaboración propia en base al análisis de los dos Estados Financieros 2010 de EGSA publicados el 31 de marzo de 2011 y 12 de mayo de 2011.

del accionista mayoritario de la Sociedad, ENDE, y se aprueban los mismos en la Junta General de Accionistas del 6 de mayo de 2011, siendo publicados los resultados el 12 de ese mes. En la reunión de accionistas se cambia también el directorio de la compañía eléctrica y a su Gerencia General. LOS DOS DICTÁMENES DE PWC El auditor independiente, Price Waterhouse Cooper (PWC), emitió dos dictámenes referidos a los Estados Financieros de EGSA 2010 correspondientes a la misma gestión, a raíz de los “ajustes” que se hicieron al informe que recibió de parte de Guaracachi SA. Previamente, el 18 de diciembre de 2010, en respuesta a una consulta realizada por Joaquín Rodríguez Gutiérrez, que entonces se desempeñaba como gerente general de EGSA, Sergio Fischer, socio de PWC estableció que de acuerdo a la Norma Internacional de Contabilidad (NIC) 16, los mantenimientos mayores “podrían ser capitalizados en el momento en que son incurridos y amortizados hasta el próximo mantenimiento mayor”. Asimismo apuntó que la NIC 23 estipula que “una entidad capitalizará los costos por préstamos directamente atribuibles a la construcción de un activo apto, siempre que sea probable que den lugar a beneficios económicos futuros para la entidad”. Posteriomente emitió su primer dictamen del 25 de marzo de 2011, en el que “los Estados Financieros mencionados en el primer párrafo presentan razonablemente, en todo aspecto significativo, la situación patrimonial y financiera de Empresa Eléctrica

Guaracachi SA (EGSA) al 31 de diciembre de 2010 y 2009”. En el segundo dictamen emitido el 6 de mayo de 2011, a momento de justificar el nuevo informe PWC en la nota 2 detalla que “excepto por lo que se describe en el párrafo 3 siguiente, efectuamos nuestros análisis de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Bolivia”. Respecto a los dos ajustes a los Estados Financieros explica que “En fechas 28 de abril y 5 de mayo de 2011, la Gerencia de la Sociedad nos proporcionó información complementaria al respecto, no obstante ello, esta información no fue entregada en tiempo y de acuerdo a lo establecido en el párrafo 7 de la Norma de Contabilidad No. 13. Consecuentemente, no nos ha sido posible satisfacernos por otros procedimientos de auditoría sobre si los ajustes incorporados por la Sociedad, son adecuados y suficientes”. PUBLICACIÓN CUESTIONADA las fuentes consultadas manifiestan interrogantes surgidas en el análisis de los Estados Financieros de Guaracachi SA de la gestión 2010, cuestionando la publicación de los mismos sin la supuesta aprobación de la Junta General de Accionistas, que es el procedimiento que señala el Código de Comercio de Bolivia. Según las fuentes ligadas a EGSA, se habría obviado el procedimiento que regula la publicación de un Estado de Resultados, revisado por auditor externo, debido a que se cumplían tiempos límite de acuerdo a las

normas del mercado de valores, puesto que la Sociedad había colocado bonos por 40 millones de dólares. El riesgo era que si no se realizaba la publicación, la compañía sería pasible a sanciones que incluían la supuesta pérdida de los títulos que le corresponden por los bonos. EL “PLAN DE SALVATAJE” DE EGSA Reporte Energía consultó al presidente de ENDE, Nelson Caballero, acerca de si era necesario aplicar un “plan de salvataje” a EGSA, que incluía un préstamo de 5 millones de dólares de las subsidiarias Corani SA y Valle Hermoso SA, tomando en cuenta que se tuvo un flujo de efectivo de 84.4 millones de bolivianos al 31 de diciembre de 2010. Al respecto, Caballero recordó que la nacionalización de Guaracachi SA fue el 30 de abril de 2010, y que hasta esa fecha EGSA era administrada por RURELEC, teniendo en esa tiempo una liquidez (en caja) de 5.6 millones de dólares. Hizo notar que se debe considerar que EGSA tenía hasta el 30 de abril de 2010 obligaciones por pagar (pasivos de corto plazo) que superaban los 45 millones de dólares, entre los que figuraba la deuda con YPFB que sobrepasaba los 14.2 millones de dólares, deudas con proveedores por más de 6 millones de dólares, impuestos por pagar por 2.6 millones de dólares y obligaciones de corto plazo con financiadores por 9.9 millones de dólares. Según Caballero, el “Plan de Salvataje”, permitió a EGSA pagar a algunos proveedo-

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especial electricidad ¿por qué existen dos estados financieros de egsa en 2010 con resultados opuestos? Nelson Caballero / gerente general de ENDE Corporación

Jaime Aliaga / representante de Rurelec PLC (en citas por el arbitraje)

“cambios en la política contable se basaron en criterios de prudencia”

“A la empresa valle hermoso no le hicieron las mismas observaciones”

Tal como indica el Dictamen del Auditor Externo presentado a la Junta de Accionistas de Empresa Guaracachi SA (EGSA), “la Sociedad realizó ajustes a los estados financieros relacionados con: i) los costos de préstamos activados, los cuales están asociados con la construcción de activos destinados a la generación de energía, y ii) el tratamiento de los costos de mantenimiento mayor de sus activos fijos destinados a la generación de energía”. Sobre una base de prudencia y a efectos de que la información contable de EGSA sea representativa del real estado de la empresa, la Sociedad para la gestión 2010, decidió castigar los costos financieros o intereses de préstamos relacionados con el “Proyecto de Ciclo Combinado”, los cuales, hasta el año 2010, eran activados como parte del valor de la inversión del Ciclo Combinado. Esta medida de prudencia se debe a la difícil recuperación de una inversión in-

flada, con costos financieros correspondientes a varias gestiones. Este proyecto debería estar en operación en mayo del año 2009. En relación a los costos de mantenimiento, Guaracachi, hasta el 31 de diciembre de 2010, difería a futuro los costos de mantenimiento relacionados a los activos de generación y por tanto su amortización se realizaba de acuerdo con las horas de uso y ciclos de mantenimiento. Esta es una política contable poco prudente que fuerza utilidades en el presente poniendo en riesgo el futuro y la estabilidad de la empresa, por lo que la Sociedad decidió llevar a los resultados de la empresa, los costos de mantenimiento en el año en el que se incurren. Estos cambios en las políticas contables basados en criterios de prudencia, han permitido que la información contable de EGSA sea representativa del real estado de la empresa.

En principio, no es habitual que en una Sociedad Anónima con un sistema corporativo transparente, ocurra algo así en semejante lapso de tiempo. Uno supondría que el Directorio que aprobó los primeros Estados Financieros, estaba con la seguridad que los primeros se enmarcaban en las Normas Contables Generalmente Aceptadas. Además, los miembros del Directorio fueron nominados por ENDE, accionista en un 99 % y por tanto, conocían la situación financiera de la compañía y no iban a recomendar a la Junta de Accionistas algo que estuviese fuera de la norma. Dichos Estados Financieros tenían un informe limpio de los auditores externos. De la lectura de los segundos estados financieros publicados, y que tendrían más bien “salvedades”, al parecer se habrían llevado al gasto los intereses e impuestos correspondientes a la construcción del Proyecto Ciclo Combinado. Ello pareciera que está contra las reglas habituales, que indican que si el proyecto no entró en operación comercial, los intere-

supuesto inicial del proyecto Ciclo Combinado era de 40 millones de dólares para generar 82 MW, explicó ENDE. Posteriormente el 13 de noviembre de 2008, Guaracachi SA solicita a la AE la modificación del presupuesto incrementándolo a 66.5 millones de dólares. Al 30 de abril de 2010, el presupuesto ejecutado del proyecto era de 86 millones de dólares, restando aún la adquisición de partes y empresas de servicio por contratar, según Caballero.

Al 31 de diciembre de 2010 el costo total del proyecto incluyendo los costos financieros tiene un presupuesto de 91 millones de dólares, de los cuales 13 millones de dólares corresponden al costo financiero.

res, honrar sus obligaciones con el sistema financiero, concluir trabajos del Ciclo Combinado y tener una buena salud financiera al 31 de diciembre de 2010, lo que se envidencia en los niveles de liquidez de esta compañía. PRESUPUESTO DEL CICLO COMBINADO De acuerdo a la información presentada por EGSA el 16 de noviembre de 2007 a la Autoridad de Electricidad (AE), el pre-

SITUACIÓN ACTUAL Y FUTURO DE EGSA Sin embargo, más allá del “ajuste” a los estados financieros de la gestión 2010 de EGSA, que mostró pérdidas registradas en el Estado de Resultados, diversas

ses e impuestos durante la construcción y puesta en marcha se capitalizan. También se nota que habrían modificado la política de “mantenimento mayor” adoptada el año anterior y aprobada también por directores de ENDE, que implica diferir los gastos de mantenimiento mayor, como lo hacen las otras empresas de ENDE, caso Valle Hermoso, a la cual no se le habrían hecho similares observaciones. No es fácil saber porque ordenaron esos cambios. Uno podría pensar que pudiera ser para mostrar un mal estado de la compañía ante la eventualidad que a momento de negociar un precio con el Gobierno, se obtenga ventajas; aunque los valores que estarían en juego son aquellos ex - ante 1 de mayo de 2010 y no los posteriores. Otro podría pensar que pudiera ser para no pagar el impuesto a las utilidades resultante de los primeros estados financieros. También pudo haber sido una maniobra para deshacerse de los miembros del directorio anterior y del gerente general, lo que sucedió.

fuentes del sector eléctrico, tanto públicas como privadas, basados en las cifras de la empresa coinciden en señalar que la subsidiaria de ENDE Corporación goza de “buena salud financiera” y que el proyecto de generación con Ciclo Combinado, es altamente rentable una vez esté en funcionamiento. Este proyecto, está considerado como uno de los respaldos para asegurar la seguridad energética a corto plazo en Bolivia. ▲

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electricidad

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con el uso las unidades de generación se desgastan, por lo que si este fenómeno no es observado y corregido oportunamente, provocaría que los mismos dejen de operar

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Arturo Iporre, presidente del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC)

en febrero se planificó cronograma para cuatro años, pero el cndc teme cambios

en duda fechas de mantenimiento de máquinas por baja oferta eléctrica En el 2010 la disponibilidad total del parque de generación, incluyendo termoeléctricas e hidroeléctricas, fue de 91.23%. Para este año se prevé un cumplimiento parcial de la planificación del manteniento de máquinas previsto hasta el 2015. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

l cronograma de mantenimiento de las unidades de generación conectadas al Sistema Interconectado Nacional (SIN) presentado por las empresas del sector el 10 de febrero de este año, para los próximos 4 años, se modificará en la medida en que se cuente con menor oferta de electricidad, indisponibilidades no previstas o retraso del ingreso del Ciclo Combinado de la Empresa Eléctrica Guaracachi SA (EGSA) planificado para el último trimestre de 2011, admitió el titular del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), Arturo Iporre. La energía inyectada al SIN depende de la demanda registrada en los diferentes

nodos de consumo y está directamente relacionada con la disponibilidad y la capacidad efectiva de las unidades de generación de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas, por lo que un mantenimiento, ya sea programado o forzado, reduce la oferta de generación de energía en la red. En este sentido, en caso de presentarse situaciones en las que la oferta de generación se vea muy reducida ó no lograse cubrir la demanda de energía en el SIN, para precautelar su estabilidad de operación, será necesario reprogramar los mantenimientos solicitados por las empresas de generación, usar la reserva rotante, realizar la regulación de voltaje y finalmente, en caso de ser necesario, efectuar la desconexión manual de carga, explicó el CNDC. Anteriormente existía mayor estabilidad

en el cumplimiento del cronograma de mantenimiento de unidades de generación, pero en estos meses posteriores se prevé que se altere el mismo de acuerdo a las necesidades del sistema, tomando en cuenta que la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) advirtió acerca de la posibilidad de concretarse apagones a partir de septiembre por la alta demanda eléctrica que se presentará en el país en esa época. “Es evidente que con el uso, los componentes y equipos de las unidades de generación se desgastan, por lo que si este fenómeno no es observado y corregido oportunamente, podría provocar que los mismos dejen de operar inevitablemente. El objetivo principal del mantenimiento es propiciar medios para que los equipos se mantengan en condiciones operativas para poder atender las necesidades de producción de energía eléctrica, antes que el desgaste o que la rotura de algún componente ocasione que la unidad quede fuera de funcionamiento”, apuntó Iporre. En 2009, la disponibilidad de las centrales hidroeléctricas fue igual a 97.44% y de las térmicas igual a 83.02%, mientras que la del parque total de generación fue igual a 88.94%. A su vez en 2010, la disponibilidad de las centrales hidroeléctricas fue 97.31% y de las térmicas 87.55%. En forma global, la disponibilidad del parque total de generación fue igual a 91.23%. Los costos de operación y mantenimiento tienen variantes entre los distintos agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), aunque el artículo 26 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico

(ROME), establece el valor máximo del costo de operación y mantenimiento de referencia, representativo de los costos variables de producción que no correspondan a combustibles, según el CNDC. Este último costo, es aprobado por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) mediante resolución para cada tipo de tecnología de las unidades generadoras. Asimismo, se puede mencionar que los valores iniciales utilizados son: turbinas a gas operando en base (1,08 $us/MWh), turbinas a gas operando en semibase (1,51 $us/MWh), turbinas a gas operando en punta (2,24 $us/ MWh) y motores dual fuel (3,18 $us/MWh). A su vez, de acuerdo al CNDC existen tres tipos de mantenimientos claramente diferenciados en las unidades de generación, que establecen los fabricantes: el preventivo, el correctivo y el planificado. Por otro lado, el programa de intérvalos de inspección de las unidades térmicas, se basa en los manuales de mantenimiento recomendados por los fabricantes de las turbinas. Asimismo, se debe considerar la experiencia acumulada durante la operación y funcionamiento de estas unidades. En términos generales, se podrían considerar los intérvalos según el tipo de inspección y/o mantenimiento que se tenga que realizar, señala el CNDC. Se contempla una “inspección menor“ para turbinas General Electric Serie 5001 (Frame 5) con el intervalo recomendado de inspección de la combustión de 8.000 horas de operación o una vez al año para un régimen de operación en carga base. Para turbinas a gas marca Siemens tipo V64.3, el fabricante recomienda la inspec-

tipos de mantenimiento / valores para costos • Mantenimiento Preventivo: Consiste en revisar, desmontar o reparar, cada cierto número de horas de funcionamiento de las unidades de generación. El objetivo principal del mantenimiento preventivo es el de propiciar medios para que los equipos se mantengan en condiciones operativas, actuando antes que el desgaste o la rotura del algún componente paralice la operación de la máquina. • Mantenimiento Correctivo: Consiste en la realización de un mantenimiento

no planificado, al intervenir la unidad en el momento en que se produce alguna falla o avería. Su principal actividad es la reparación. • Mantenimiento Predictivo: Consiste en efectuar un control de ciertas variables significativas. A partir del análisis de la información obtenida, se determina el estado de los equipos y se establece lo que hay que hacer, el modo y tiempos del mantenimiento requerido. Fuente: CNDC

16 al 30 de Junio | 2011

electricidad ción menor a las 8.000 y 16.000 horas equivalentes de operación. Referente a la inspección “camino de gases caliente”, está dirigidas a turbinas General Electric Serie 5001 (Frame 5), con intervalos recomendados de inspección de camino de gases calientes de 16.000 horas de operación o de 24.000 horas de operación para un régimen de operación en carga base. En el caso del mantenimiento mayor para turbinas General Electric Serie 5001 (Frame 5), el intervalo recomendado de inspección general es de 48.000 horas de operación para un régimen de operación en carga base. Para turbinas a gas marca Siemens tipo V64.3, el fabricante recomienda la inspección de mantenimiento mayor cada 25.000 horas equivalentes de operación, estipula el CNDC. ▲

cronograma de mantenimiento de unidades de generación para 2011 GUARACACHI AÑO UNIDAD

Potencia INICIO MW

VALLE HERMOSO FIN DÍAS

UNIDAD

01-Jun

02-Jul 32

CAR01

Potencia INICIO MW

ENDE ANDINA FIN DÍAS

UNIDAD

Potencia INICIO MW

FIN DÍAS

11-Jul 41

ERI01

26.75

01-Jun

14-Jun 14 28-Jun 14

2011 GCH01

18.78

54.02

01-Jun

GCH04

20.12

02-Jul

06-Ago 36

CAR02

55.77

13-Ago

19-Ago

ERI02

26.42

15-Jun

ARJ08

18.39

10-Sep

19-Sep 10

VHE01

18.52

20-Ago

26-Ago

ERI04

27.12

04-Jul

17-Jul 14

KAR

14.44

02-Oct

05-Oct

VHE03

18.32

29-Oct

10-Nov 13

ERI03

26.84

18-Jul

31-Jul 14

GCH11

63.39

03-Oct

24-Oct 22

VHED4

18.63

10-Dic

22-Dic 13

ERI02

26.42

12-Dic

15-Dic

CAR01

54.02

27-Dic

02-Ene

ERI03

26.84

16-Dic

19-Dic

20.94

11-Oct

20-Nov 41

GCH09COM

SCZ01

104.39

15-Nov

05-Dic 21

GCH10COM

104.39

28-Nov

05-Dic

CORANI AÑO UNIDAD

COBEE RÍO ELÉCTRICO

Potencia INICIO MW

FIN DÍAS

UNIDAD

Potencia INICIO MW

FIN DÍAS

UNIDAD

Potencia INICIO MW

FIN DÍAS

2011 COR01

14.47

06-Jun

10-Jun

CAH01

13.65

06-Jun

30-Jul 55

PUH

2.4

13-Ago

28-Ago 16

valores para costos de operación y mantenimiento

COR02

14.25

13-Jun

17-Jun

CAH02

14.36

06-Jun

11-Jun

LAN01

1.61

10-Sep

28-Sep 19

COR01

14.47

05-Ago

09-Ago

LAN02

0.21

10-Sep

28-Sep 19

COR02

14.25

05-Ago

09-Ago

LAN03

3.33

10-Sep

28-Sep 19

• Turbinas a gas operando en base: 1,08 $us/MWh • Turbinas a gas operando en semibase: 1,51 $us/MWh • Turbinas a gas operando en punta: 2,24 $us/MWh • Motores Dual Fuel: 3,18 $us/MWh

COR03

14.46

05-Ago

09-Ago

KIL01

3.9

25-Oct

14-Nov 21

COR04

14.44

05-Ago

09-Ago

KIL02

1.81

25-Oct

14-Nov 21

SIS01

17.65

05-Ago

09-Ago

KIL03

5.78

25-Oct

14-Nov 21

SIS02

16.92

05-Ago

09-Ago

SIS03

17.16

05-Ago

09-Ago

SIS04

17.72

05-Ago

09-Ago

SIS05

21.65

05-Ago

09-Ago

Fuente: CNDC

HIDROELÉCTRICA BOLIVIANA UNIDAD CHJ

Potencia INICIO MW 38.4

01-Jun

FIN DÍAS 23-Jun 23

Fuente: CNDC

16 al 30 de Junio | 2011

medio ambiente Santa Cruz y Beni concentran quemas

Focos de calor en Bolivia bajaron Un 68 En el primer semestre del 2010 se registraron 4.206 focos de calor, mientras que el 2011 la cifra se redujo a 1.304. Los sectores de ganadería y agropecuaria son los principales responsables de las quemas e incendios en el país. TEXTO: Lizzett vargas o.

ntre enero y junio de este año los focos de calor o quemas en el país disminuyeron un 68%, con relación al mismo periodo en el 2010, informó la Autoridad de Fiscalización de Bosques y Tierra (ABT). En el primer semestre del año pasado se registró 4.206 focos de calor, mientras que en esta gestión se detectó 1.304 puntos de quemas, lo que representa una reducción del 68%. La superficie afectada llegó a aproximadamente 115.275.49 hectáreas en el tiempo transcurrido este 2011. A nivel nacional, Santa Cruz encabeza la lista de quemas con 797 focos de calor acumulados desde el 1 de enero de este año hasta el 9 de junio pasado. Esta lista es seguida por el departamento del Beni

con 387 quemas. Según los últimos reportes de ABT, entre el 6 y el 8 de junio de este año se registraron 66 puntos de quema en el país. Por su parte, según los reportes del Sistema de Alerta Temprana contra incendios Forestales (Satif), de la Dirección de Manejo de Recursos Naturales (Dimarena), del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz, del 1 de enero al 12 de junio de 2011, se registró 934 focos de calor. Sin embargo, el alto número de quemas reportados a nivel departamental en la primera mitad del año, muestran una disminución de los focos de calor en comparación a las 1.505 quemas registradas en el mismo periodo, en 2010. Por otro lado los reportes nacionales y departamentales de quemas registrados hasta la fecha muestran un panorama alentador en relación a los 59.962 focos de calor registrados durante el 2010, cifra que fue considerada la más alta de los úl-

timos diez años. Al respecto Clíver Rocha, director nacional de ABT, explicó que el alto número de focos de calor detectados en el ámbito nacional, se deben en particular a chaqueos e incendios producidos por desmontes, con motivo del avance de la agricultura y ganadería, así como las tareas de expansión urbana. Para la Secretaría de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de la Gobernación Cruceña, la burocracia y los requisitos exigidos por la ABT obliga a que sectores opten por realizar quemas sin tener autorización de la autoridad correspondiente y sin cumplir los requisitos mínimos que exige la ley. En este sentido, ABT informó que se desarolla una nueva normativa, para la regulación del ámbito agrario y forestal. “Para la presente gestión se diseñó una estrategia de control de quemas e incendios forestales, con el consenso, coordina-

SIMMER 23x16

ción y articulación de esfuerzos entre las instancias directas e indirectas relacionadas a la temática”, explicó Rocha. Por su parte, el Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz ejecuta el “Desarrollo del Programa de Prevención y Control de Incendios Fase III”, cuyo objetivo es disminuir los impactos al medio ambiente ocasionados por los incendios forestales. Su principal avance en la prevención de quemas es el sistema de alerta temprana contra incendios forestales SATIF que está establecido y en crecimiento. Los informes ambientales de ABT, señalan que como consecuencia de los incendios, se produce contaminación del aire y del agua y se pierden nutrientes y microorganismos del suelo, afectando los ecosistemas y con ello la fauna local. Además se menciona que la emisión de humo y gases provocan daños a la salud humana e interrumpe el transporte. ▲

16 al 30 de Junio | 2011

MEDIO AMBIENTE

8% en 2011

MONITOREO DE FOCOS DE CALOR POR DPTOS Y ACTORES - junio (2011) Dpto.

Focos de calor

Beni Chuquisaca Cochabamba La Paz Oruro Pando Potosí Santa Cruz Tarija TOTAL Actores

focos de calor a nivel nacional (enero a junio 2011)

387 1 13 54 3 10 3 797 23 1291 (%) Focos de calor

Ganadería 48 Agrícola 18 TPFP 17 Norte Integrado 11 Otros 11

622 236 223 142 144

Clíver Rocha, director nacional de ABT.

movilización por los bosques y la vida La Autoridad de Fiscalización de Bosques y Tierra (ABT) organizó el 17 de junio una Campaña de movilización por los Bosques y la Vida y en contra de las Quemas y Desmontes Ilegales. El evento se realizó con el objetivo de unir a la sociedad boliviana en defensa

de los bosques frente a sus principales amenazas como son los desmontes y quemas ilegales, a través de la movilización nacional, el control efectivo y concertado de las actividades agropecuarias y forestales, basados en el “Consenso y participación interinstitucional y social por nuestros bosques y la vida”. La campaña incluyó un conjunto de acciones que se realizarán en los próximos meses, entre las que destacan: concursos de fotografías, reporteros “verdes” y actividades culturales.

Focos de calor Fuente: Autoridad de Fiscalización de Bosques y Tierra (ABT).

16 al 30 de Junio | 2011

estadísticas HIDROCARBUROS

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

Fecha

con el auspicio de

jun 01, 2011 jun 02, 2011 jun 03, 2011 jun 06, 2011 jun 07, 2011 jun 08, 2011 jun 09, 2011 jun 10, 2011 jun 13, 2011

Europe Brent (dólar por barril)

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

100,3 100,41 100,28 99,07 99,18 100,77 101,95 99,3 97,2

116,15 114,3 115,09 115,4 116,14 118,43 119,95 118,71 120,49

Henry Hub Natural Gas Price

West Texas Intermediate (WTI) Crude Oil Price

121

dollars per million btu

dollars per barrel 220

120

119

Historical spot price STEO price forecast NYMEX futures price 95% NYMEX futures price confidence interval

200 180 160

118

140 117

120

100

116

80 115

Historical spot price STEO price forecast NYMEX futures price 95% NYMEX futures price confidence interval

60 40

114

113

0 ene 2010

112

jul 2010

ene 2011

jul 2011

ene 2012

0 ene 2010

jul 2012

jun 01, 2011

jun 02, 2011

jun 03, 2011

jun 06, 2011

jun 07, 2011

jun 08, 2011

jun 09, 2011

jun 10, 2011

ene 2011

Source: Short-Term Energy Outlook, June 2011

COTIZACIÓN OFICIAL DE MINERALES ZINC $us/L.F.

12,6303 12,4058 11,9522 11,7934 11,7027 11,5779 11,6324 11,7707 11,1470 11,4940 11,5666

1,1397 1,1267 1,1000 1,1204 1,1362 1,1428 1,1660 1,1689 1,1394 1,1567 1,1526

1,0095 1,0095 1,0074 1,0215 1,0210 1,0160 1,0244 1,0215 1,0099 1,0192 1,0222

COBRE $us/L.F.

ANTIMONIO $us/T.M.F.

8 9 10 13 14 15 días

41,00 40,00 39,00 38,00 37,00 36,00 35,00 34,00 33,00 32,00

PLATA

8 9 10 13 14 15 días

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

SISTEMA HIDRO TÉRMICO

01 5,911.4 4,391.1 2,750.6 109.2 739.6 282.9 660.5 578.9 92.9 185.6 78.8 157.8 1,105.4 304.9 16.8

01 4,807.8 13,038.0

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

37,9500 37,2200 35,1900 36,8700 37,4100 36,2200 37,0300 37,3800 35,5100 34,6800 35,2600

1532,25 1540,75 1531,00 1542,75 1548,40 1535,50 1534,00 1541,00 1524,70 1519,00 1517,75

4,32 4,28 4,24 4,20 4,16 4,12 4,08 4,04 4,00 3,96

con el auspicio de

COBRE

8 9 10 13 14 15 días

1,05 1,04 1,03 1,02 1,01 1,00 0,99 0,98 0,97 0,96

ZINC

8 9 10 13 14 15 días

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD

WOLFRAM $us/U.L.F.

4,1594 11,40 15750,00 142,24 4,0991 4,0894 11,40 15600,00 142,24 4,1263 4,1238 4,0687 11,40 15600,00 142,24 4,0597 4,0823 11,50 15600,00 142,24 4,0345 4,0864 4,1488 11,60 15400,00 142,24

oRO

BISMUTO $us/L.F.

$us./O.T.

PLOMO $us/L.F.

$us./O.T.

ESTAÑO $us/L.F.

$us./O.T.

1568 1558 1548 1538 1528 1518 1508 1498 1488 1478

jul 2012

Source: Short-Term Energy Outlook, June 2011

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (JUNIO 2011)

1 2 3 6 7 8 9 10 13 14 15

ene 2012

Fuente: Nymex

MINERÍA

DÍAS

jul 2011

Intervals not calculated for months with sparse trading in "near-the-money" options contracts

jun 13, 2011

jul 2010

Note: Confidence interval derived from options market information for 5 trading days ending junio 2, yyyy

Note: Confidence interval derived from options market information for the 5 trading days ending junio 2, yyyy 111

02 6,004.8 4,330.2 2,768.4 120.5 790.9 302.8 618.6 568.8 105.9 198.5 66.4 163.2 1,165.4 298.9 17.3

02 4,815.5 13,194.9

03 6,112.9 4,339.3 2,755.5 111.5 796.9 305.8 653.0 600.1 124.5 190.6 70.1 172.2 1,137.6 328.0 16.6

03 4,808.7 13,402.2

5,441.5 3,913.0 2,592.0 108.2 779.8 308.8 637.5 610.9 122.0 182.7 78.8 167.2 1,153.5 248.5 16.8

4,472.6 3,514.9 2,271.5 112.5 678.0 279.1 481.8 560.9 79.9 169.3 75.5 179.3 1,128.4 228.5 16.0

4,939.4 11,812.8

4,391.9 10,186.5

DEMANDA DE ENERGÍA (MW) 01 al 15 de junio de 2011

5,615.9 4,226.4 2,674.0 48.7 768.9 294.8 636.2 599.2 99.0 195.6 82.0 190.7 1,076.9 241.0 18.1

5,635.8 4,351.2 2,754.5 121.4 789.8 307.9 657.1 658.7 122.3 206.4 84.0 205.2 1,087.9 268.2 18.0

5,832.5 4,386.0 2,746.6 118.4 816.4 316.2 656.6 662.7 123.9 203.3 78.8 210.1 1,088.1 331.4 16.8

5,696.3 4,353.9 2,756.0 121.2 809.3 317.2 627.8 730.7 129.7 206.7 66.4 222.4 1,071.1 312.1 17.3

5,629.7 4,280.2 2,754.9 121.3 792.2 319.8 662.9 725.1 126.4 201.2 70.1 185.2 805.0 322.1 16.6

INYECCIONES DE ENERGÍA AL STI (MWh) 06

4,802.3 12,416.0

4,879.8 12,888.0

4,956.1 13,128.8

4,941.6 12,994.8

4,341.0 13,127.1

11 5,276.0 3,757.3 2,570.0 118.8 758.4 321.1 640.2 665.5 122.6 190.7 78.8 186.6 155.7 300.0 16.8

11 4,003.1 11,516.7

12 4,765.5 3,409.1 2,288.6 117.4 630.0 296.1 538.5 577.9 65.9 172.0 75.5 187.0 143.9 200.3 16.0

12 3,286.9 10,562.5

5,657.3 4,084.6 2,641.9 121.8 749.0 319.0 603.2 639.1 106.3 195.4 82.0 217.6 138.7 234.2 18.1

5,778.6 4,273.5 2,748.2 153.6 816.4 321.1 578.0 691.9 130.5 200.3 84.0 197.5 153.8 226.1 18.0

13 4,550.2 11,621.6

14 4,961.8 11,749.4

15 6,170.0 4,405.1 2,756.7 118.6 830.6 330.5 673.6 682.6 124.8 205.8 78.8 176.2 760.1 283.3 16.8

15 5,320.1 12,732.2

CONSUMO DIARIO DE ENERGÍA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (EN NODOS DE RETIRO) CAUDAL DE APORTE AL EMBALSE DE CORANI EN EL AÑO 2011 (M3/S)

CAUDAL DE APORTE A LAS LAGUNAS DE CHOJLLA EN EL AÑO 2011 (M3/S)

CAUDAL DE APORTE A LOS EMBALSES DE COBEE EN EL AÑO 2011 (M3/S)

3,0

2,5

2,0

25 23 20 18

ZONGO TIQUIMANI

1,5

1,0

0,5

0,0

MIGUILLA ANGOSTURA

15 13 10 8 5 3 0

Fuente: CNDC

16 al 30 de Junio | 2011