Reporte Energía Eición N° 66 by Branko Zabala

Foto: Archivo Reporte Energía

PETRÓLEO & GAS

Estaciones de servicio operadAs por YPFB registran Bs 2,2 MM de pérdidas El alto nivel salarial del personal en relación al mercado así como los costos por aportes laborales y beneficios sociales serían los principales motivos P. 7 de esta situación.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 66

Del 1 al 15 de Octubre de 2011

$ 5.00

Fuente: NGU11.NYM

PRECIO DEL GAS - OCTUBRE 2011 NYMEX Natural Gas Futures Close (Front Month)

$ 4.80 $ 4.60

$/ MMBTU

$ 4.40

Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Foto: MZB / Reporte Energía Planta de Gas Margarita

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

construcción de planta (cpf) en 65% y líneas de recolección y evacuación de gas natural en margarita avanzan p.17

$ 4.20 $ 4.00 $ 3.80 $ 3.60

$ 3.616

$ 3.40 $ 3.20

02/01/11 03/03/11 04/01/11 05/03/11 06/02/11 07/01/11 08/02/11 08/31/11 09/30/11

02/01/11 - 09/30/11 Cierre

Foto: CIAT

DESTACADO

energías alternativas

Planta experimental de Biodiésel en Santa cruz registra 70% de avance La producción será de aproximadamente 210 litros por día, que serán utilizados con fines investigativos y para promocionar la tecnología de procesamiento y P. 14 elaboración de biodiésel. petróleo & gas

se obtuvo $us 9.116 MM por regalías, participaciones e idH Entre 2000 y 2010 por la venta de petróleo el Estado recibió ingresos por $us 2.100 MM. En el caso del gas se recaudó $us 6.847 MM y por comercialización de GLP $us P. 9 169 MM.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

petróleo & gas

p. 10-12

YPFB ajusta su plan de exploración 2011-2020; perforarán 39 nuevos pozos Se espera obtener reservas adicionales de 7.79 TCF’s de gas natural, 117.31 MMBbl de condensado y 29.39 MMBbl de petróleo. Bolivia tiene 53.5 millones de hectáreas petroleras de las que 5% son exploradas y explotadas con contratos de operación. Se estima una inversión de $us 1.073 MM durante este periodo.

on la modificación y actualización del Plan de Exploración 2011-2020 de YPFB efectuada el mes pasado en su Directorio, se incorpora metas cuantificables en sus componentes y estrategias. Ante la creciente demanda interna y compromisos externos la

estatal petrolera gestiona 42 nuevas áreas para explorar en busca de aumentar reservas y producción hidrocarburífera. La amenaza de declaratoria de ‘Fuerza Mayor’ en zonas de interés petrolero con sobreposición a áreas protegidas y pueblos indígenas es la traba a vencer.

P. 8

Experto español, una de las principales figuras del FIGAS 2011

Foto: YPFB Andina SA.

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

P. 13

P.6

YPFB Andina cumplió 10 años de cuidado ambiental

Comercialización de jet fuel se incrementó en 5,6%

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

al 2011 Planta Río Grande comprimió 67% de GNL

MARGARITA O LA TRANQUILIDAD DESPUÉS DE LA TORMENTA

La Planta de Compresión de Río Grande comprimió el 67 por ciento de la producción nacional de gas natural para la venta al 31 de marzo de 2011, volumen de gas equivalente a 6.4 millones de dólares al día, según señala el informe anual de la petrolera YPFB Andina SA. Con el fin de incrementar los índices de disponibilidad y confiabilidad del sistema de generación, la compañía implementó un sistema de control, monitoreo, sincronización y alivio de carga al sistema de generación de energía con una inversión de 350 mil dólares. De acuerdo con el informe la actualización del sistema de control de proceso y el sistema de seguridad, asegura a la Planta un alto grado de confiabilidad, redundante en sus controladores y funciones con una plataforma sólida para el futuro. Este proyecto demandó 414 millones de dólares.

Petrobras inicia ocho proyectos de RS en el chaco Ocho proyectos de Responsabilidad Social de Petrobras Bolivia se ponen en marcha en este tercer trimestre de 2011 en El Chaco boliviano. Se trata de proyectos educativos, ambientales, deportivos y de formación que beneficiarán a los pobladores de Villa Montes, Yacuiba y Caraparí. Los proyectos se desarrollarán también en las capitales de Tarija y Santa Cruz. El trabajo de esta plataforma institucional permite priorizar los proyectos sociales de apoyo a la región, tomando en cuenta los problemas y las necesidades de la población y respaldando las políticas públicas vigentes. Asimismo, los Bloques Petroleros operados por Petrobras Bolivia, desarrollan de manera permanente los programas de salud, apoyando a las comunidades aledañas a los campos de operación. Adicionalmente, respaldan los programas de apoyo a la cultura local, la empresa apoya con donaciones de víveres y refrigerios para días festivos tradicionales de las escuelas y comunidades del área donde opera.

“Se solucionó la falta de combustible en frontera”

Foto: Archivo / Reporte Energía

Proyecto piloto de generación eólica iniciará operación el 2013

P. 15

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

P. 4

Foto: Reporte Energía

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El proyecto Margarita, desarrollado por la española Repsol, es un bálsamo para los agoreros que consideraban perdido todo intento de reactivar la industria de los hidrocarburos en Bolivia y especialmente porque después de la crisis de inversión a raíz de la nacionalización en mayo de 2006, el país recibe importantes inversiones y está claro que los ingresos por exportación de gas natural a Brasil y Argentina, han fortalecido las arcas del Estado y han permitido, sin querer hacer un análisis simplista, reactivar y apuntalar la economía nacional con ingresos que se pagan en forma de IDH, regalías y participaciones. Un informe oficial de la estatal petrolera registra pagos por estos conceptos que alcanzan los $us 1.067 millones el año 2006, en tanto que en 2007 ascendió a $us 1.193 millones, subiendo en 2008 a $us 1.381 millones, en tanto que en 2009 la estatal pagó $us 1.442 millones. Solo el año 2010 YPFB generó un ingreso de $us 1.688 millones, batiendo un récord histórico, según el informe referido. Con estos números es fácil darse

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

cuenta que la reactivación del sector es posible porque existe un mercado interno que crece y un mercado externo que, más allá del 2019 en el caso de Brasil y del 2026 con Argentina, continuará demandando gas natural que Bolivia podrá proveer, a pesar de los descubrimientos y desarrollo de reservas en ambos países. Margarita-Huacaya, entonces, el mega yacimiento gasífero que se suma a San Alberto, Sábalo e Itaú, producirá unos 14 millones de metros cúbicos de gas diarios hasta 2014, que serán procesados en la planta que, a la fecha, cuenta con más de un 65% de avance y estima entrar en operación en abril de 2012, con una inversión de más de $us 1400 millones, constituyéndose en el proyecto más grande desarrollado en el país después del gasoducto de exportación al Brasil. Es evidente que desarrollar Margarita-Huacaya ha significado tomarse en serio la urgencia de cumplir con la adenda al contrato con Argentina que nos obliga a enviar hasta 7,7MMCD si el cliente los demanda. Margarita nos hará

quedar bien con ese mercado, porque el desarrollo del campo Caipipendi, con la perforación e intervención de pozos como el exitoso Margarita 4st, permiten cumplir con el cupo y evitar las penalidades establecidas en el citado contrato, a pesar de que el analista Carlos Miranda asegura que el pozo era un proyecto frenado en 2004 por razones técnicas y reactivado con un desvío o side track (de ahí el “st”en la denominación del pozo), hasta su culminación hace pocos días, con pruebas de producción de más de 5,4 MMCD. De todas maneras, desarrollar Margarita para cumplir a cabalidad el contrato es una muy buena noticia para el país, para el cliente Argentina y para la operadora Repsol que aplica los estándares más altos para cumplir a su vez con el contrato que lo ata a YPFB y que lo convierte en un socio confiable, como lo son Petrobras, Total, Pluspetrol u otras compañías internacionales que se quedaron a apostar por el resurgimiento de la industria hidrocarburífera boliviana. ▲

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DE LA

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Energía alternativa

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el potencial energético del sitio es bastante alto. según la norma iec 61400 es clase i, por lo que se pretende continuar con las fases siguientes que permitan la ampliación

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Empresa Eléctrica Corani S.A. Foto: ENDE.

se instalará con 2,5 MW de potencia en fase I

Proyecto piloto de generación eólica iniciará operación el 2013 Hasta el momento se recaba información con una torre de medición de viento instalada en la zona de Qollpana. La empresa que procesó los datos fue GL Garrad Hassan Ibérica SRL, firma especializada y de amplio prestigio a nivel mundial en este tipo de proyectos. a primera experiencia piloto de geTambién se realizó el estudio de factibineración eólica que lleva adelante la lidad técnica y la optimización de la producEmpresa Eléctrica Corani SA entrará en ción energética, la modelación del parque, funcionamiento a partir del 2013 con una poel diseño y la estimación de la producción. tencia aproximada de 2,5 megavatios (MW) Actualmente se elabora los términos en su primera fase, según la subsidiaria de la de referencia para la adquisición, transporEmpresa Nacional De Electricidad (ENDE) te, montaje y puesta en servicio del parque Este proyecto que se desarrolla en la eólico y se espera que la licitación pueda ser zona de Qollpana (en el municipio de Polanzada antes que concluya este año. cona del departamento de Cochabamba, a Se diseñó como un proyecto piloto de2700 msnm) tiene el objetivo de explorar y bido a que aún no existe en el país experienaprovechar el potencial eólico del área con cia similar, ni información de datos empíricos miras a la instalación futura del primer pardel comportamiento del viento a alturas en que eólico en Bolivia. las cuales se emplaCon ello se contribuizan las torres (40, rá a la diversificación 50, 60 metros). Se diseñó como un prode la matriz energéTampoco existe yecto piloto debido a tica y al aporte en la el marco normativo que aún no existe en generación eléctrica. y operativo para bolivia experiencia siHasta la fecha permitir su incorpomilar, ni marco norse instaló una torre ración al mercado mativo para permitir su de medición que eléctrico actual, ni incorporación al merrecabó datos desla forma de remucado eléctrico actual de febrero del 2010, neración. que confirman la Como anteceexistencia del recurso viento en condiciones dente a este proyecto se tiene el mapa eópara ejecutar un proyecto de parque eólico, lico de Bolivia efectuado por la Transportacomprobando, de esta manera, la viabilidad dora de Electricidad (TDE), que proveía una técnica del sitio. estimación del recurso eólico en base a la El potencial energético del lugar es sistematización de la información meteo“bastante alto” y según la norma IEC 61400 rológica histórica recopilada por el Servicio (estándar internacional de seguridad para Nacional de Meteorología e Hidrología de sistemas de generador de turbinas de vienBolivia (Senamhi). to) es Clase I, por lo que se pretende contiAdicionalmente, con financiamiento de nuar con las fases siguientes que permitan la Corporación Financiera Internacional (IFC, su ampliación. por sus siglas en inglés), la empresa 3TIER TEXTO: edén garcía s.

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Se tiene planificado a futuro construir el primer parque eólico de Bolivia en el occidente del país.

hidroeléctrica Ivirizu en etapa de prefactibilidad La Empresa Eléctrica Valle Hermoso SA realiza los estudios de prefactibilidad del proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del río Ivirizu, que incluye el levantamiento topográfico de las principales áreas de influencia, el estudio geológico e hidrológico y el diseño de todas las obras que componen este emprendimiento. El proyecto consiste en el aprovechamiento de las aguas de la cuenca alta del río Ivirizu, afluente del río Chapare. Según los primeros datos, la hidroeléctrica podría alcanzar una potencia de 147 MW, con una producción media de energía de 519 GWh/ año. En el primer estudio realizado a nivel de perfil avanzado, también se estimó que se puede obtener un caudal de diseño para el proyecto de 28.8 metros cúbicos por segundo (m3/s). Además, el proyecto hidroeléctrico consta de un embalse de regulación, un túnel de aducción de 1900 metros, una tubería forzada de 850 metros y la casa de máquinas equipada con tres turbinas tipo Pélton de 49 MW cada una. El proyecto está ubicado en el municipio de Pocona tercera sección de la provincia Carrasco, a 145 kilómetros de la ciudad de Cochabamba.

elaboró un mapa eólico de Bolivia de alta resolución (2 Km.) Para encarar este proyecto, se efectuó el trabajo de gabinete de análisis y procesamiento del Atlas Eólico de Bolivia, se seleccionaron sitios candidatos y el reconocimiento

de los mismos, la socialización del proyecto con las comunidades locales candidatas, la realización de los trámites legales correspondientes y, posteriormente, el emplazamiento de la torre de medición, dando inicio a la campaña de medición eólica. ▲

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petróleo & gas

a partir de enero del 2012 se iniciará un plan quinquenal de inversiones que tiene como objetivo mejorar las instalaciones para optimizar el trabajo de YPFB aviación

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Hugo Iporre, gerente de YPFB Aviación

comportamiento ventas de jet fuel 2010-2011

comportamiento ventas de av gas 2010-2011 900,000

25,000,000

800,000 20,000,000

700,000

600,000 15,000,000 500,000

400,000 10,000,000 300,000

200,000

5,000,000

Fuente: YPFB Aviación

diciembre 11

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100,000

Fuente: YPFB Aviación

en relación a agosto del 2010

comercialización de jet fuel se incrementó en 5,6% Hugo Iporre, gerente de YPFB Aviación

TEXTO: edén garcía s.

asta agosto de este año los volúmenes comercializados de jet fuel en los 12 aeropuertos que opera YPFB Aviación en el país tuvieron un incremento de 5,6 por ciento en relación al mismo periodo del 2010. Según datos de la subsidiaria de YPFB Corporación, en los primeros ocho meses del presente año los volúmenes vendidos de jet fuel alcanzaron los 113.020.269 litros, superando los 107.048.832 litros registrados en el mismo lapso de tiempo en 2010. Se espera que este 2011 las ventas superen en un 9 por ciento los 161.624.323 litros con los que cerró la pasada gestión. Además en julio del 2011 se registró el pico de venta más alto en los últimos cinco años, alcanzando un total de

En julio del 2011 se registró el pico de venta más alto en los últimos cinco años, alcanzando un total de 16.594.393 litros. YPFB Aviación anuncia inversiones que superan los $us18 MM. 16.594.393 litros. Por su parte, la comercialización de AV gas hasta agosto de este año también experimentó una subida, puesto que en el 2010 se vendió 3.562.585 litros y este año 3.734.564 litros. El gerente de YPFB Aviación, Hugo Iporre, anunció que a partir de enero del 2012 se iniciará un plan quinquenal de inversiones que tiene como objetivo ampliar y mejorar las instalaciones para optimizar la distribución de combustibles en los aeropuertos. Para ello serán destinados un total de 18.3 millones de dólares. Se construirá siete plantas de almacenamiento y despacho de combustible de aviación. Las tres primeras se ubicarán en Guayaramerín, La Paz y Trinidad y su construcción iniciará a principios del 2012. Luego se continuará con las plantas de Riberalta, Puerto Suarez, Cobija y finalmente Yacuiba. En las instalaciones se tiene planificado

realizar adecuaciones a las plantas y se dotará de todos los sistemas de herramientas y equipos necesarios a toda la empresa para cumplir con eficiencia los objetivos y metas trazados. También está prevista la compra de 22 unidades abastecedoras que, según la subsidiaria aeronáutica, son muy necesarios e importantes para este quinquenio, que serán distribuidas en los 12 aeropuertos del país. Además, a requerimiento de la Gobernación, Brigada Parlamentaria y Alcaldía potosina se construirá una planta de almacenamiento y despacho de combustible en ese departamento a inaugurarse en noviembre próximo . En cuanto al litigio con los accionistas de Air BP Bolivia SA, ex concesionaria de la distribución de carburantes en los aeropuertos, Iporre anunció que se ultima detalles para cerrar las negociaciones y que este año se transferirán las acciones y activos al Estado. ▲

detalle jet fuel enero-10 febrero-10 marzo-10 abril-10 mayo-10 junio-10 julio-10 agosto-10 septiembre-10 octubre-10 noviembre-10 diciembre-10 enero-11 febrero-11 marzo-11 abril-11 mayo-11 junio-11 julio-11 agosto-11 septiembre-11 octubre-11 noviembre-11 diciembre-11

Total Ventas 15.572.745 13.133.485 13.538.975 11.756.990 11.913.423 12.009.175 14.447.290 14.676.749 13.241.331 13.025.452 13.301.768 15.006.940 14.346.770 13.447.949 13.706.381 12.324.691 12.648.142 13.506.771 16.594.393 16.445.172 14.268.488 15.327.221 16.065.868 17.585.103

1 al 15 de Octubre | 2011

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Petroleo & gas

Se recomienda contratar a una empresa que se encargue de la atención de los surtidores, la cual deberá proveer de personal operativo para realizar la comercialización

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Informe de la Gerencia Nacional de Comercialización de YPFB Corporación

en relación a propuesta económica de empresa que podría administrar surtidores estatales

Estaciones de servicio operadAs por YPFB registran Bs 2,2 MM de pérdidas El alto nivel salarial del personal en relación al mercado así como los costos inherente por aportes laborales y beneficios sociales serían los principales motivos de esta merma. El informe oficial de YPFB recomienda delegar la administración a privados. Presupuesto anual de recursos humanos en surtidores de YPFB

TEXTO: edén garcía s.

n un informe elaborado por la Gerencia Nacional de Comercialización y la Dirección Nacional de Estaciones de Servicio (DNES) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) dirigido a su presidente a.i. Carlos Villegas, se afirma que la administración de las 36 estaciones de servicio operadas por la estal petrolera para la venta de gasolina, diésel oil y gas natural vehicular (GNV) registra pérdidas de 2,2 millones de bolivianos, en relación a los costos del mercado actual. Si bien el documento oficial no menciona el nombre de la empresa que realizó los cálculos, se afirma que su propuesta permitió realizar un análisis comparativo con la actual administración de surtidores de YPFB. Según el texto, la pérdida se debe a los altos gastos erogados en el pago de salarios y los beneficios sociales a los trabajadores de las estaciones de servicio operados por la estatal petrolera. En este sentido, se sugiere que una empresa privada se haga cargo de la supervisión, control y operación de los surtidores con el fin de reducir los costos, tomando en cuenta que los niveles salariales vigentes en YPFB son muy superiores a los del mercado.

Concepto

Total Nro. de Nivel Estaciones Funcionarios Salarial de Servicio

Supervisores 36 Operadores Dispenser’s 36 Totales Gasto RRHH

36 2.985 225 2.750 261

Total Total Duodec. Beneficios Prima Total Salarios Aportes Aguinaldo Sociales Mensual Mensual 107.460 618.750 726.210

17.957 103.393 121.350

8.955 51.563 60.518

152.282 876.831 1.029.112

Total Gestión (Bs.) 1.827.378,79 10.521.961,50 12.349.346

Presupuesto anual de recursos humanos en propuesta económica de empresa Contrato Servicio de Supervisión, Control y Operación de las EESS Recursos Humanos incluido el Traslado de Valores * Salario considerado de acuerdo a mercado (Bs. 1.9000 Supervisor y Bs. 1.400 Operador)

A su vez, el documento, firmado por Guillermo Achá, gerente nacional de comercialización y Javier Rivero, director nacional de Estaciones de Servicio de YPFB, señala que “se recomienda contratar a una empresa que brinde servicios para la atención de las estaciones de servicio, la cual deberá proveer de personal técnico operativo que realice la comercialización directamente al consumidor final y reportar continuamente todas las operaciones que realice a la DNES”. Con la información recibida, el informe detalla que la Dirección Nacional de Estaciones de Servicio elaborará una contabilidad independiente a fin de tener un control

permanente de los ingresos generados por cada estación de servicio. Además, en caso de contratarse a la empresa, la DNES también se encargará del registro y control diario de los volúmenes entregados y comercializados, así como de los ingresos por la comercialización de carburantes. De acuerdo a la oferta de la empresa, cada surtidor tendría una utilidad neta que bordearía los 60 mil bolivianos, mientras que, YPFB registra alrededor de 61 mil bolivianos de pérdida por estación de servicio. La principal diferencia radica en que los costos fijos en personal varían sustancialmente entre la actual administración de

Bs. 7.200.000 Fuente: Informe de Gerencia Nacional de Comercialización de YPFB

YPFB y la propuesta ofertada, puesto que a la estatal petrolera en una gestión los gastos en salarios y beneficios sociales le significan un total de 12,349,346 bolivianos, mientras que a la empresa supervisora erogaría un monto de 7,200,000 bolivianos al año. Otro beneficio de contratar una empresa, según el informe es que en caso de cualquier problema por no emisión de facturas en las estaciones de servicio, YPFB ya no respondería por los daños y perjuicios que originen las sanciones (que de acuerdo al artículo 19 “obligaciones de facturación de la ley 100 promulgada en marzo de ese año, conlleva una clausura definitiva), sino la empresa encargada de la administración. ▲

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Petróleo & gas

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TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

a tercera versión del Foro Internacional del Gas (FIGAS) 2011, que se desarrollará del 16 al 18 de noviembre próximo en la ciudad de Tarija, contará con la presencia del reconocido experto español Calogero Migliore, coordinador del Centro de Tecnología de Repsol (CTR) de Madrid, España. Migliore, uno de los principales panelistas del Foro energético, se desempeña desde el año 2005 como coordinador de Tecnología de Gas Natural Licuado (GNL), dentro de la Dirección de E&P y GNL. Su exposición se referirá a investigación más desarrollo, una actividad clave dentro de la cadena de valor de gas natural. Al respecto, Miguel Zabala, comisario general del FIGAS 2011, señaló que la tercera versión titulada “Gas y Energía: Nuevas Tecnologías, Investigación, Servicios e innovación”, estará enfocada en temas más técnicos donde se promoverá la investigación y sus beneficios en la optimización de los recursos en la industria. Asimismo, este año se dará énfasis al destacado trabajo de las empresas de servicios nacionales que son de talla internacional. “Consideramos que es importante darle mayor fuerza a la calidad de los servicios que se tienen en el país y además importar el conocimiento y la innovación de tecnología en la industria petrolera”, explicó. Bz Group y Reporte Energía, organizadores de FIGAS, informaron que esta versión se diferencia de la anterior por la realización de los Talleres Abiertos: FIGAS “ciudad de Tarija”, en respuesta a la alta demanda de este tipo de eventos en esta ciudad. Los talleres se realizarán el 16 de noviembre, un día antes del inicio oficial del FIGAS y están divididos en dos conferencias cada uno. El primer taller tendrá su conferencia inicial en la universidad Domingo Savio, donde se expondrá acerca de autogeneración y soluciones alternativas a la demanda energética. La segunda exposición analizará el financiamiento de este tipo de proyectos. El segundo taller se realizará en la universidad pública Juan Misael Saracho. Su primera conferencia tratará sobre el marco legal para licitaciones y contrataciones en empresas públicas de hidrocarburos y electricidad. La segunda temática abordará la transparencia como herramienta para la construcción de un gobierno en línea, don-

es importante darle fuerza a la calidad de los servicios nacionales en la industria petrolera, además importar el conocimiento y la innovación de tecnología

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Miguel Zabala, comisario general del FIGAS

Del 16 al 18 de noviembre próximo en Tarija

Experto español, una de las principales figuras del Figas Calogero Migliore explicará como la investigación más el desarrollo aseguran una actividad clave dentro de la cadena de valor de gas natural. Crece expectativa por el evento energético. de se analizará los procesos de licitación actual y propuestas de mejora en el sector petrolero y eléctrico. Con la realización de estos talleres, el FIGAS pretende cubrir la alta demanda de conocimiento y debate de temas relacionados a energía, administración, auditorías y derecho por parte de estudiantes, docentes, profesionales, empresarios y autoridades de Tarija. Paralelamente al Foro se realizará el workshop sobre “Servicios y suministros”, donde las diferentes empresas vinculadas al sector expondrán durante tres días lo último en la industria petrolera. Como ocurrió en versiones anteriores, se cursan invitaciones a las instituciones tarijeñas para que tengan un rol protagónico en este evento que, al no ser político ni institucional, se convierte en un espacio ideal para el diálogo abierto, el análisis, y los negocios, aseguró Zabala, agregando que al igual que en los años anteriores se coordinará tanto con la Gobernación como con el Municipio de Tarija, a fin de realizar un Foro que coloque a este departamento en el mapa energético internacional. ▲

perfil CALOGERO MIGLIORE. Es ingeniero químico de la Universidad Simón Bolívar de Caracas, Venezuela y cuenta con una maestría en Gas Engineering and Management de la University of Salford, en el Reino Unido, además de un Diploma en Management of the International Gas Industry, de la University of Cambridge. Trabajó entre 1988 y 2005 en PDVSA Intevep como Líder de Procesos y Líder de Proyectos y pertenece al International Institution of Gas Engineers and Managers (IGEM) del Reino Unido. Actualmente se desempeña en el CTR como coordinador de Tecnología de GNL, de la Dirección de E&P y GNL.

Foto: Reporte Energía

Calogero Migliore del Centro de Tecnología de Repsol en España, estará en FIGAS 2011.

figas: más de 30 empresas confirmadas en la cita Por tercer año consecutivo se realiza el FIGAS con gran expectativa y presencia de más de treinta empresas del sector energético, quienes mostrarán sus principales avances y logros en aplicaciones de nuevas tecnologías y servicios en hidrocarburos y electricidad. Por su parte, la EXPOFIGAS, contará con la participación de empresas de servicios y proveedores de la industria como Wartsila, La Llave, Siemens, Carlos Caballero, Serpetbol, MCA y Bolinter, que expondrán sus productos o experiencia empresarial. Estas, junto a otras empresas, también son parte de la lista de auspiciadores del evento . Asimismo, se encuentran las principales compañías petroleras del país como YPFB Transporte, Total, Repsol y Petrobras. Esta última compañía se destaca por su participación desde la primera versión del FIGAS. A su vez, se suman la Cámara de Exportadores de Santa Cruz, Cámara Nacional de

Industrias, Inegas, la Universidad Privada Domingo Savio e Hidrocarburos Bolivia, quienes son parte del grupo de instituciones de apoyo para la realización del evento energético. Entre las empresas internacionales que participarán con ponencias en el Foro se encuentran Repsol, con la ponencia de Calogero Migliore; Indox Cryo Energy de España con una presetnación que abordará los avances en Transporte on-shore de GNL a pequeña escala. Así mismo se ha confirmado la presencia de un experto de Schlumberger para presentar la experiencia del gas no convencional (shale gas) en Argentina y otros países. En la parte logística, se destaca la participación de la Gobernación a través de la Secretaría de Hidrocarburos y Energía y el Municipio de Tarija, quienes son los anfitriones de la ciudad y a la vez expositores de su potencial económico.

1 al 15 de Octubre | 2011

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Durante los últimos 10 años, el mercado de Brasil demandó un promedio de 73% de la producción del país. las recaudaciones dependen de los volúmenes vendidos a ESE PAÍS

Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas del 2000 al 2010 - Ministerio de Hidrocarburos y Energía

“

se obtuvo $us 9.116 MM por regalías, participaciones e idH Por la venta de petróleo el Estado recibió ingresos por $us 2.100 MM. En el caso del gas se recaudó $us 6.847 MM y por comercialización de GLP $us 169 MM en el periodo de estudio. tir del 19 de mayo de 2005, con la aplicación de precios reales de comercialización para ambos conceptos de acuerdo a lo establecido en la Ley No.3058. Bajo estas metodologías, el precio más elevado para regalías fue alcanzado el año 2005 con un valor de 35.22 $us/bbl; y para participaciones el año 2006, con un valor de 31.44 $us/bbl. La producción fiscalizada de petróleo, durante el periodo analizado registró un total de 171 MMBbl. El año 2000 fue el de menor producción con un valor de 11 MMBbl, mientras que el 2005 fue el de mayor producción llegando a 19 MMBbl, según el MHE. Por otro lado, la recaudación de regalías, participaciones e IDH, por la producción de gas natural sumó un total de 6.847 millones de dólares, durante el periodo de análisis. A partir del año 2006, la recaudación por gas natural tuvo un incremento considerable, alcanzando la gestión 2008 su valor más alto igual a 1.831 millones de dólares, como consecuencia de una coyuntura de precios internacionales favorable y por un incremento en la exportación, principalmente a Brasil, la cual alcanzó un nivel de 31.08 MMmcd. Lo opuesto ocurrió en 2009, año en el que el requerimiento de gas natural se redujo en 28 por ciento, alcanzando un valor de 22.38 MMmcd, menor al mínimo requerido según condiciones contractuales (24.06 MMmcd a partir de la gestión 2004). “La producción fiscalizada de gas natural en el periodo referido fue de 4.242 millones de MMBTU. En el año 2010 se triplicó la producción del año 2000, lo que representa un crecimiento promedio anual de 18 por ciento durante el periodo 2000 a 2010. Adicionalmente el año 2008, fue el de mayor producción, alcanzando un nivel de 550 millones de BTU”, destaca la publicación del MHE. Se señala que los precios de valoración para regalías, participaciones e IDH no presentan brechas significativas entre 2000 y 2005, pese a que se utilizan bases de cálculo

recaudaciones por producto 10.000

9.116

9.000 8.000 6.847

7.000 6.000 MM $us

a recaudación por regalías, participaciones e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) de la producción de petróleo, gas natural y Gas Licuado de Petróleo (GLP) durante el periodo 2000 - 2010 alcanzó un total de 9.116 millones de dólares, según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). En el estudio denominado “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas”, publicado por la cartera gubernamental del sector, se explica que en el caso del petróleo, el tributo sumó 2.100 millones de dólares. El 2006 fue el año en el que se registró mayores ingresos para el Estado con 332 millones de dólares, con un precio promedio de 31.44 $us/bbl. A partir de 2007 la declinación en el cobro por este este producto fue constante. Sin embargo, el nivel más bajo del periodo se obtuvo el 2002, con un valor de 89 millones de dólares y con un precio promedio igual a 23.54 $us/bbl. Se menciona que con la promulgación del Decreto Supremo No. 26926 del 25 de enero de 2003 se modifica el periodo de cálculo estableciendo una base a 365 días para los precios de referencia, con la finalidad de enfrentar las fluctuaciones de los precios internacionales. Asimismo, la publicación del MHE indica que como resultado de esta medida, las empresas productoras renegociaron los precios de venta del petróleo a las refinerías del mercado interno en las mismas condiciones (promedio móvil de 365 días del West Texas Intermediate - WTI). En ese contexto, para evitar distorsiones, fue necesario considerar este periodo de cálculo para los precios de los crudos de referencia que conforman la canasta de petróleo para la liquidación de regalías, medida que fue implementada a través de la promulgación del Decreto Supremo No. 26928 de 31 de enero de 2003. Como resultado de estas normas el comportamiento del precio promedio de las participaciones del mercado interno se hizo más estable en el tiempo, indica el informe. Posteriormente con el Decreto Supremo No. 27691 de 2004, se determina un precio máximo de petróleo para el mercado interno, a un valor de 31.16 $us/bbl (incluye IVA), mismo que a la fecha no fue modificado. Con la Ley No.1689, los precios por regalías y participaciones tenían diferentes bases de cálculo, aspecto que es modificado a par-

Petróleo & gas

Análisis de las recaudaciones del periodo 2000-2010, con datos del MHE

5.000 4.000 3.000 2.100

2.000 1.000

169

Petróleo

Gas Natural

GLP

Total

recaudación anual por producto 2.000

1.831

1.800 1.600

1.352

1.400 MM $us

TEXTO: franco garcía S.

1.672 1.204

1.355

1.200 1.000 800

655

600 400 200 0

180 2000

188 2001

220

173 2002

2003

Petróleo

288 2004

2005

Gas Natural

2006

2007

GLP

Total

2008

2009

2010

Fuente: Viceministerio de Exploración y Explotación Hidrocarburífera del MHE

distintas, como indica la Ley No. 1689. Por otro lado, los precios de valoración tuvieron un comportamiento ascendente entre 2000 y 2010 alcanzando el valor máximo de 5.67 $us/ MMBTU en 2008. Asimismo, durante ese periodo, el nivel de precios tuvo en promedio una tasa de crecimiento promedio de 18 por ciento. Durante los últimos diez años, el mercado de Brasil demandó un promedio de 73 por ciento de la producción nacional. Por tanto, debido a la importancia de los requerimientos de gas de este mercado, las recaudaciones dependen en gran medida de las va-

riaciones de los volúmenes vendidos a Brasil. En el caso del GLP la recaudación de regalías, participaciones e IDH, por su producción, en el periodo analizado, fue de 169 millones de dólares. El año de mayor recaudación fue 2006 con 26 millones de dólares. Se explica que no se realizó una comparación del GLP durante el periodo 2000 al 2010, debido a que existen diferentes bases y metologías de cálculo. Bajo la Ley 1689 la producción era valorada en energía ( MMBTU). Este aspecto fue modificado con la Ley No.3058, estableciendo una valoración en unidad másica (TM). ▲

1 al 15 de Octubre | 2011

petróleo & gas

“

A diferencia de la anterior versión, la actual tiene datos de la certificación de reservas a diciembre de 2009 y situación de áreas reservaDAs y nuevas a junio de 2011, entre otros cambios

“

Plan de Exploración 2011-2020 de YPFB Corporación modificado

se contempla una inversión de 1.073 millones de dólares

Yacimientos ajusta su plan de exploració perforarán otros 39 nuevos pozos Se espera obtener reservas de 7.79 TCF’s de gas natural, 117.31 MMBbl de condensado y 29.39 MMBbl de petróleo. Bolivia tiene 53.5 millones de hectáreas petroleras de las que 5% son exploradas y explotadas con contratos de operación. primero de carácter exploratorio a ser perforado en cada prospecto, quedando los otros de delimitación y de desarrollo condicionados al resultado obtenido. Se requerirá una inversión aproximada de 1.073 millones de dólares. La incorporación de nuevas reservas hidrocarburíferas incluye 2.30 TCFs de gas natural y 39.30 MMBbl de condensado, provenientes de descubrimientos comerciales sin certificación de reservas de los contratos de operación Ipati - Aquio, Río Grande y El Dorado. Se proyecta además contar con 0.40 TCFs de gas natural y 8.12 MMBbl de condensado, procedente de recursos prospectivos con alta probabilidad de ocurrencia de los contratos de operación Guairuy - Camiri, Carrasco, Vuelta Grande, Juan Latino II/Chimoré y San Isidro. Se prevé obtener también 1.38 TCFs de

TEXTO: franco garcía S.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) determinó ajustar su Plan de Exploración (PEX) 2011-2020 el mes pasado, en el que se contempla la perforación de al menos 39 pozos, cada uno en diferentes campos, para incorporar reservas de 7.79 trillones de pies cúbicos (TCF’s) de gas natural, 117.31 MMBbl de condensado y 29.39 MMBbl de petróleo. A diferencia de la anterior versión, la actual contempla datos de certificación de reservas a diciembre de 2009 y situación de áreas reservadas y áreas nuevas a junio de 2011. A su vez, precisa el Plan de Exploración, con la incorporación de metas cuantificables en sus componentes y estrategias. Los 39 pozos proyectados se refieren al

área de exploración DETALLE

Cantidad

de áreas

Hectáreas

Total

Tradicional

No tradicional

Contratos de Operación

932.496,06*

1.846.875,00

2.779.371,06

5,2

Áreas reservadas para YPFB

2.590.718,75

8.193.946,20

10.784.664,95

20,2

Nuevas Áreas en proceso de reservar a favor de YPFB

490.125,00

12.436.939,27

12.927.064,27

24,2

929.316,44

26.079.583,28

27.008.899,72

50,5

Área total de interés hidrocarburífero

4.942.656,25

48.557.343,75

53.500.000,00

100

PORCENTAJE

9,2%

90,8%

100

Área libre de interés hidrocarburífero

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

* Del total de hectáreas en Contratos de Operación de Zona Tradicional, 172.125 Ha corresponden a áreas en exploración y 760.371,06 en explotación

gas natural y 18.38 MMBbl de condensado, resultante de recursos prospectivos de contratos de exploración y explotación en las áreas reservadas con Petroandina SAM, Iñau, Iñiguazu, Aguaragüe Sur “A”, Aguaragüe Sur B, Aguaragüe Norte, Aguaragüe Centro y Tiacia. De los recursos prospectivos de los contratos de servicios petroleros en las áreas Huacareta, Azero, Itacaray, Cupecito, Almendro y Sanandita se espera alcanzar 3.71 TCFs de gas natural y 51.51 MMBbl de condensado más 29.30 MMBbl de petróleo. Entre las metas definidas para el PEX 20112020 se tiene que al 2013 el 40 por ciento de las áreas exploratorias reservadas para YPFB, estarían bajo la modalidad de convenios de estudio, contratos de servicios o en actividad exploratoria a cargo de YPFB Corporación. Para el 2015, en las modalidades de convenio de estudio, contratos de servicio de exploración y por cuenta de YPFB Corporación, el porcentaje de áreas exploratorias reservadas para la estatal petrolera en actividad sube al 50 por ciento. Entre 2018 y 2020 se alcanza el 70 por ciento (considerando que el número de áreas reservadas para Yacimientos se incrementará). En cuanto a las metas, para el 2013 se tiene previsto contar con cinco nuevas comáreas con compromiso de exploración

Estado actual de áreas con compromiso de exploración bajo contratos de operación No.

OPERADOR

ÁREA

PROYECTOS

SITUACIÓN

No.

OPERADOR

ÁREA EXPLORACIÓN

YPFB ANDINA S.A.

AMBORO-ESPEJO

EXPLORACIÓN

EXPLORATORIOS

ACTUAL

AMBORÓ-ESPEJO

Sísmica 2D/Pozo

Fuerza Mayor

SARA BOOMERANG I

Pozo SDG-X2

Fuerza Mayor

SARA BOOMERANG III*

Pozo BOA-X1

En curso

YPFB CHACO S.A.

CHIMORÉ-I

YPFB CHACO S.A.

CHIMORÉ-I

Sísmica 3D/Pozo LVS-X1

Fuerza Mayor

PETROBRAS BOLIVIA S.A.

INGRE

PETROBRAS BOLIVIA SA

INGRE

Pozo IGE-X2

En curso

RIO HONDO

Sísmica 2D

Fuerza Mayor

CHARAGUA

TUICHI

AQUIO*

YPFB ANDINA S.A.

CHARAGUA**

Pozo LGA-X1

Área Devuelta

REPSOL YPF

TUICHI

Sísmica 2D

Fuerza Mayor

AQUIO

Pozo AQUIO-X1001

En curso

TOTAL E&P BOLIVIE

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

* Se levantó fuerza mayor a finales de 2010 ** Área devuelta por Repsol en fecha 11 de septiembre de 2010

actividades de exploración de contratos de operación en fase de explotación No.

OPERADOR

ÁREA

PROYECTO

REPSOL YPF TOTAL E&P BOLIVIE

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * Pese a que las Áreas Ipati y Aquio son dos contratos de operación separados, en profundidad se trataría de la misma estructura (reservorio) compartido por ambas áreas. En tal sentido la suma de ambos recursos resultaría en el potencial total esperado de hidrocarburos para esa estructura.

ÁREA EN exploración CON PROYECTOS EXPLORATORIOS BAJO Contratos de operación

ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN PROGRAMADAS

EXPLOTACIÓN

GUAIRUY-CAMIRI Proyecto Sararenda

Pozo SRR-X1 - Programado para 2011

No.

OPERADOR

ÁREA EXPLOTACIÓN

RÍO GRANDE

Profundización RGD-22, RGD-80 y RGD-27; Ejecutado

YPFB ANDINA S.A.

CAMIRI-GUAIRUY

2010 con resultados positivos.

RÍO GRANDE

Profundización RGD-53 y RGD-59; Programado 2011

PERCHELES

YPFB ANDINA SA

YPFB CHACO SA

Río Grande Profundo

YPFB CHACO S.A.

EL DORADO

El Dorado Profundo

Pozo DRD-X3ST; Ejecutado 2010 con resultados positivos

CARRASCO ESTE

CARRASCO

Carrasco Este

Pozo CRE-X1; Programado 2011

VUELTA GRANDE

VUELTA GRANDE Vuelta Grande Profundo

Pozo VGR-X1000; Programado 2011

JUAN LATINO II -

Pozo PCH-PX1; Programado 2012

EL DORADO

PERCHELES

TOTAL E&P BOLIVIE

IPATI*

PLUSPETROL S.A.

CURICHE

Percheles Profundo

TOTAL E&P BOLIVIE IPATI*

Incahuasi

Pozo ICS-X2; Programado 2011

PLUSPETROL

SAN ISIDRO

Curiche

Pozos CUR-X1003D, CUR-X1005; Programado 2011

BOLIVIA

TAJIBO

Tajibo sur

Pozo TJS-X1, TJB-X4; Programado 2011

CORPORACIÓN SA

TACOBO

Tacobo

Pozo TCB-X1004, 155 Km Sísmica 2D; Programado 2011

* Pese a que las Áreas Ipati y Aquio son dos contratos de operación separados, en profundidad se trataría de la misma estructura (reservorio) compartido por ambas áreas. En tal sentido la suma de ambos recursos resultaría en el potencial total esperado de hidrocarburos para esa estructura.

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

pañías conocidas internacionalmente, establecidas con personería jurídica para realizar actividades exploratorias en el país. Para el 2014 se espera las operaciones de 10 nuevas compañías y en dos años se proyecta aumentar su número a 15. A partir de 2012 se tiene planeado participar con propósito de promover la exploración en Bolivia en al menos cinco eventos internacionales claves al año. Entre los principales road shows a nivel internacional se priorizará la presencia de Yacimientos en Houston, Calgary, Toronto, New York, Londres y Edimburgo, Madrid y Río de Janeiro, Singapur, Sidney, Perth, Seúl, Tokyo y Shangai. Bolivia cuenta con un total de 53.5 millones de hectáreas de inte -

nuevas áreas reservadas

Es la cantidad de nuevas áreas reservadas que se espera otorgue el MHE a YPFB.

áreas

potencial gasífero

En estas áreas se estiman recursos por 53,58 TCF’s de gas natural.

áreas

RONDAS DE NEGOCIO en las que participar Singapur

Calgary

Londres y Edimburgo

Toronto

Houston

New York

Madrid

Sh Sydney

TAJIBO SUR Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Seul

Rio de Janeiro

Perth

1 al 15 de Octubre | 2011

“

zona geomorfológica

ón 2011-2020;

MADRE DE DIOS. Está situada al norte del país. Se ha probado petróleo de 34 API en el pozo Pando X-1 en el Devónico Superior. SUBANDINO NORTE. Se extiende el límite de la República del Perú hasta la República Argentina por el Sur. Abarca el departamento de La Paz. LLANURA BENIANA. Se ubica al noreste del Subandino norte. Se extiende por Beni y en menor proporción en La Paz, Cochabamba y Santa Cruz.. SUBANDINO SUR. Está situada al este de la Cordillera Oriental. Es la zona más importante de producción de hidrocarburos. Allí están los campos San Alberto, Sábalo y Margarita. PIE DE MONTE. Se encuentra pegada a la parte este de la faja subandina. La actividad tectónica es reducida y la deformación es menos intensa. LLANURA DEL CHACO. La llanura del Chaco es una región de producción establecida. Se ubica hacia el este, al lado de Pie de Monte. ALTIPLANO. Es una cuenca intramontañosa limitada por la Cordillera Oriental hacia el Este y la Cordillera Occidental de origente volcánico Terciario hacia el Oeste. PANTANAL. La cuenca de Pantanal está situada al este del país. En esta provincia las trampas son estructurales tipo anticlinal suavemente deformado, pueden existir trampas estructurales.

rés petrolero, lo que representa el 48.7 por ciento del territorio nacional. El potencial se encuentra ubicado en las provincias geológicas Madre de Dios, Subandino Norte Llanura Beniana, Subandino Sur, Pie de Monte, Llanura del Chaco Altiplano y Pantanal. De las 53.5 millones de hectáreas de interés hidrocarburífero, el 90.8 por ciento se encuentra en Zona No Tradicional. Solamente un 5.2 por ciento es explorada y explotada, a través de contratos de operación. Las áreas reservadas para YPFB corresponden a un 20.2 por ciento, que se encuentran en contratos de exploración y explotación (entre YPFB y YPFB Petroandina SAM), convenios de estudio, contratos en proceso de negociación, autorización y aprobación legislativa, asignadas a YPFB y otra parte está disponible, con lo que la actividad en el corto plazo potencialmente llegará a la cuarta parte del área de interés hidrocarburífero, según el informe. Para incrementar la actividad se gestiona la conformación de 42 áreas libres en nuevas áreas reservadas, que representa el 24.2 por ciento de la zona de interés hidrocarburífero. De esta manera aún quedará 50.5 por ciento del área de interés hidrocarburífero para exploración en el mediano y largo plazo. ▲

“

están disponibles 20 áreas reservadas para YPFB A junio de 2011 de las 56 áreas reservadas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), 20 áreas se encuentran disponibles para actividades, ocupando una extensión de 3.275.175 hectáreas, lo que representa un 6 por ciento del área de interés hidrocarburífero, según el informe del Plan de Exploración 2011-2020 de la estatal petrolera modificado el mes pasado. De acuerdo al dato proporcionado 15 áreas son Tradicionales, lo que equivale a 1.020.175 hectáreas (34 por ciento de la extensión de las 20 áreas), por lo que tienen un plazo inicial de exploración de siete años. En las áreas No Tradicionales, con un plazo de 10 años para la exploración, son 5 que corresponden a 2.255.000 hectáreas (69 por ciento de la extensión de las 20 áreas).

Desde 60 años atrás, Yacimientos junto a las compañías operadoras establecidas en el país, realizaron tareas de exploración, explotación y desarrollo de campos, recabando información que sirvió para evaluar el potencial hidrocarburífero de Bolivia y de esta manera pronosticar la actividad exploratoria que se puede desarrollar en los próximos 10 años en el país. A partir de esta información, de las 62 áreas reservadas de Yacimientos, se conoce que 49 tienen potencial gasífero y 13 petrolífero. La extensión de las áreas reservadas para YPFB es de 10.784.664,95 hectáreas. 43 se encuentran en la zona tradicional (23,1 por ciento de la extensión de las áreas reservadas) y 18 (76,1 por ciento) en la Zona No Tradicional y 1 se encuentra en ambas zonas (0.9 por ciento).

NUEVAS áreas EXPLORATORIAS PROPUESTAS EN PROCESO DE RESERVAR A FAVOR DE YPFB No.

Nombre Área

No.

Nombre Área

No.

Nombre Área

Exploratoria a crear

COBIJA

MENONITA

AYOREO

MANURIPI

AVISPA

ALEGRÍA

TOROMONAS

MONTEVERDE

EL CHORÉ

NUEVA ESPERANZA

TITA-TECHI

YUARENDA

SAN FELIPE

ABEJA

SANTA CATALINA

ENERO

COLIBRÍ

SAN ANDRÉS

SAN BORJA

FORTÍN PAREDES

CHACARILLA

LITORAL

OTUQUIS

TOLEDO

IVIRZA

IZOZOG

TOTORANI

MADRE SELVA

ORIENTAL

SANTA LUCÍA

SAN SILVESTRE

PELÍCANO

GARCI MENDOZA

LA TIGRA

LAS MORAS

RÍO MULATO

MOROCOS

PETA

COLCHANI

ABAPÓ

MIRAFLORES

CASA GRANDE

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

* T = Tradicional / NT = No Tradicional

áreas RESERVADAS AUTORIZADAS A YPFB DE MANERA DIRECTA

Áreas de interés petrolero

53,5

Extensión de hectáreas de interés hidrocarburífero. Equivale a 48.7% del territorio nacional.

MM/has

pará YPFB

Tokyo hangai

petróleo & gas

DE las 53.5 millones de hectáreas de interés hidrocarburífero el 90.8% se encuentra en la zona no tradicional. solo un 5.2% es exploradA y explotada en contratos de operación

Plan de Exploración 2011-2020 de YPFB Corporación modificada

extensión áreas reservadas

10.7

MM/has

Es la cantidad de hectáreas de las áreas reservadas para Yacimientos.

No.

No. Área

ÁREA

EXTENSIÓN

Reservada

EXPLORACIÓN

(ha)

BOYUIBE (28)

OVAI (41)

CAROHUAICHO “8C”

No.

DEPARTAMENTO

EMPRESAS

75.000,00

SANTA CRUZ-CHUQUISACA

YPFB CASA

161.250,00

SANTA CRUZ

MATRIZ-GNEE

97.500,00

SANTA CRUZ Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

áreas RESERVADAS en proceso de ASIGNACIÓN A EMPRESAS SUBSIDIARIAS No. Área

ÁREA

EXTENSIÓN

Reservada

EXPLORACIÓN

(ha)

CAROHUAICHO “8D”

100.000,00

SANTA CRUZ-CHUQUISACA

CAMATINDI

10.725,00

CHUQUISACA-TARIJA

YPFB CHACO SA

ISARSAMA

28.750,00

COCHABAMBA

YPFB CHACO SA

MANCO KAPAC

5.000,00

COCHABAMBA

YPFB CHACO SA

SAN MIGUEL

1.250,00

COCHABAMBA

YPFB CHACO SA

EL DORADO OESTE

86.250,00

SANTA CRUZ

YPFB CHACO SA

SAN MARTÍN

11.875,00

TARIJA-CHUQUISACA

YPFB CHACO SA

CAROHUAICHO “8A”

100.000,00

SANTA CRUZ

YPFB CHACO SA

No. Área

ÁREA

EXTENSIÓN

ZONA*

Reservada

EXPLORACIÓN

(ha)

ACTUAL

MADRE DE DIOS

500.000,00

CEDRO

99.775,00

SANTA CRUZ

CAROHUAICHO “8B”

98.750,00

SANTA CRUZ

SAUCE MAYU

45.750,00

CHUQUISACA

COIPASA

515.000,00

ORURO

CORREGIDORES

655.000,00

POTOSÍ

BUENA VISTA

2.500,00

SAYURENDA

91.750,00

TARIJA

VILLAMONTES

12.500,00

TARIJA

CARANDAITI

100.000,00

SANTA CRUZ-CHUQUISACA-TARIJA

No.

CASIRA

192.500,00

POTOSÍ

PANDO

DEPARTAMENTO

* T = Tradicional / NT = No Tradicional

No.

áreas RESERVADAS DISPONIBLES

ZONA*

DEPARTAMENTO

EMPRESAS YPFB ANDINA SA

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

* T = Tradicional / NT = No Tradicional

CHUQUISACA

áreas RESERVADAS en convenios de estudio No. Área

ÁREA

EXTENSIÓN

Reservada

EXPLORACIÓN

(ha)

ZONA*

DEPARTAMENTO

EMPRESAS

LA CEIBA

33.125,00

TARIJA

SAN TELMO

193.359,38

TARIJA

PETROBRAS

LA GUARDIA

90.625,00

SANTA CRUZ

ASTILLERO

21.093,75

TARIJA

PETROBRAS

IGUEMBE

17.500,00

CHUQUISACA

SUNCHAL

57.500,00

TARIJA

PETROBRAS

OKINAWA

99.850,00

SANTA CRUZ

FLORIDA

29.375,00

SANTA CRUZ

PLUSPETROL

RODEO

98.050,00

SANTA CRUZ

ARENALES

98.875,00

SANTA CRUZ

PLUSPETROL

PILAR

392.500,00

SANTA CRUZ

TAPUTA

42.500,00

SANTA CRUZ

PLUSPETROL

EL REMATE

50.625,00

SANTA CRUZ

YUCHAN

40.000,00

TARIJA

YPF SA

NUEVO HORIZONTE

98.875,00

SANTA CRUZ

CAPIGUAZUTI

22.000,00

CHUQUISACA

YPF SA

PUERTO GRETHER

82.500,00

SANTA CRUZ

RIO SALADO

50.000,00

TARIJA

YPF SA

* T = Tradicional / NT = No Tradicional

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

* T = Tradicional / NT = No Tradicional

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

1 al 15 de Octubre | 2011

SOBREPOSICIóN DE áREAS HIDROCARBURíFERAS Y ÁREAS protegidas 100

Imposibilidad de desarrollar actividades

Riesto muy alto

La Guardia

San Martín

Mosetenes

La Ceiba

Isarsama

Tuichi Sur

Tuichi Norte

Amboró Espejos Norte

Bulo Bulo

Río Hondo

Kanata

Kanata Norte

Chimoré I

Churumas

Caigua

Los Monos

Azero

Madre de Dios

Sanandita

Huacareta

Cedro

Camatindi

Astillero

Chepite

San Telmo

Madidi

Chispani

Sécure

Aguarague Sur “A”

l menos cuatro áreas de contrato hidrocarburífero: Amboró - Espejos, Tuichi, Río Hondo y Chimoré I, a cargo de operadoras privadas, se encuentran en situación de “Fuerza Mayor” (imposibilidad de desarrollar actividades) por sobreposición con áreas protegidas, por lo que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) debe solicitar su devolución y terminar la relación contractual, señala el Plan de Exploración 2011-2020 de la estatal petrolera, modificado el mes pasado. A su vez el área de contrato Sara Boomerang I de la empresa YPFB Andina que tenía proyectada la perforación exploratoria del pozo Santo Domingo X2, está en situación de Fuerza Mayor por aspecto social. Las otras áreas bajo la figura de Contrato de Operación que no se encuentran en Fuerza Mayor, pero presentarían dificultades en el proceso de Licenciamiento Ambiental de acuerdo a porcentaje de sobreposición son: Caigua con 80 por ciento y Los Monos con 50 por ciento en el Parque Nacional del Área Protegida Aguaragüe. En estos dos casos se propone el desarrollo de la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE). Churumas con un 100 por ciento de sobreposición con el área protegida Tariquia, se convierte “en un verdadero factor de preocupación debido a la imposibilidad que presentaría en el proceso de Licenciamiento Ambiental de acuerdo a la coyuntura legal vigente”, señala la estatal petrolera. A su vez el área Madidi correspondiente a YPFB Petroandina SAM se encuentra en un 90 por ciento de sobreposición con el área protegida Madidi, de alta biodiversidad y sensibilidad ecológica. En el área Sécure se tiene 55 por ciento libre de sobreposición con área protegida, Chepite 75 y Chispani 85 por ciento, exento de esta problemática. Al sur se sobreponen en diferentes porcentajes al Área Protegida Aguaragüe, tanto al Parque Nacional como al Área de Manejo Integrado (ANMI), donde existe la posibilidad de ejecutar proyectos en esta última. Sin embargo, se observa gran dificultad en efectuar actividades hidrocarburíferas en el Parque Nacional Aguarague, donde se ven afectadas las áreas Aguaragüe “Centro” con 30 por ciento, Aguaragüe Sur “A” con igual porcentaje y Aguaragüe Sur “B” con 40 por ciento. Además se presentan conflictos sociales que en la actualidad dificultan la realización del proyecto Timboy X-2. Por otro lado, según el análisis de YPFB, el bloque Azero está sobrepuesto en un 40 por ciento con el área protegida Iñau (Parque Nacional y Área de Manejo Integrado), considerada ambientalmente como área no tradicional por el hecho de que no se ejecutaron actividades hidrocarburíferas significativas, aunque cuenta con gran parte de estructuras de interés fuera del área de sobreposición. A su vez “Madre de Dios”, área de interés hidrocarburífero en actual convenio de estudio, se encuentra sobrepuesta al área protegida Manuripi, cuya creación data de 1973 y es considerada Reserva Nacional de

“

Plan de Exploración 2011-2020 (modificado) - YPFB Corporación

Aguarague Sur “B”

“

sobreposición de áreas hidrocarburíferas con naciones y pueblos indígenas originarios y campesinos retrasa y en algunos casos no viabiliza, obras, proyectos o actividades

Aguarague Centro

petróleo & gas

Existe riesgo Fuente: Elaboraxción YPFB en base a datos del SERNAP

porcentaje de sobreposición de áreas hidrocarburíferas y napioc’s 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Tiacia Aguarague Norte Aguarague Centro Aguarague Sur “B” Sécure Madidi Chispani Lliquimuni Chepite Carohuaicho Buena Vista Camatindi Isipote Yoai Coipasa Corregidores Río Beni Cupecito Huacareta Sunchal Sayurenda Carandaiti Humberto Suárez San Roque Juan Latino II (Percheles) El Dorado (Chaco, Petrolex) Irenda Río Hondo San Alberto Río Grande Grigotá (Los Sauces) Camiri Cambeiti Tuichi Sur Margarita Los Suris Tarija Este (Palo Marcado e Ibibobo) Escondido Ipati (Incahuasi) San isidro - Takovo Tajibo Curiche Porvenir Tatarenda El Dorado Oeste Algarrobilla Río Salado Ovai Taputa San Martí Capiguazuti Mosetenes Arenales Casira

Nota: Sólo se consideraron en el gráfico las áreas que presentan un porcentaje de sobreposición mayor al 20%

Fuente: Elaboración de YPFB en base a datos del INRA

zonas de interés hidrocarburífero sobrepuestas a áreas protegidas y tc0’s

5 áreas en ‘fuerza mayor’; se frena la actividad petrolera Según YPFB en Amboró Espejos Norte, Tuichi, Río Hondo y Chimoré I no se desarrollan tareas hidrocarburíferas por causa medioambiental y en Sara Boomerang I por oposición social. Vida Silvestre Amazónica. En la actualidad no cuenta con planes de manejo, zonificación y evaluación ambiental estratégica. El campo Sanandita tiene 90 por ciento de sobreposición en relación al área protegida Aguaragüe. Además existen pasivos ambientales en la zona que deben ser restaurados mediante programas adecuados. Por su parte la situación de las 56 áreas reservadas para YPFB no es crítica porque en su momento se realizó coordinaciones con las instancias respectivas, por lo que se elimi-

nó por parte del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el Ministerio de Medio Ambiente y Agua el área propuesta de Mosetenes por su sobreposición con el área protegida Isiboro Sécure. De las restantes sólo cuatro presentan sobreposición con áreas protegidas, de acuerdo al informe oficial. Entre ellas están las áreas reservadas San Telmo y Astillero, que se ubican en el área protegida Tariquia. A su vez Camatindi y La Ceiba, en Aguaragüe; Isarsama en Carrasco y La Guardia en Lomas

de Arena. En el caso del área Sara Boomerang I de la empresa YPFB Andina, paralizada por Fuerza Mayor, existe una posición intransigente de sindicatos y comunidades del área de influencia, que impidieron el ingreso de los equipos y maquinaria a la zona. Si bien se obtuvo la licencia ambiental, ésta se encuentra en reprocesamiento y reevaluación en base a resultados. Se redefinirá su ubicación o en su defecto se modificará la actividad. ▲

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petróleo & gas

Un nuevo hito fue marcado por YPFB Andina este mes de septiembre al cumplir 10 años de aplicación de su Sistema de Gestión Ambiental (GSA por sus siglas en inglés) en sus operaciones, cuidando y preservando el medio ambiente. “Cumplir 10 años de la vigencia del GSA es muy importante para YPFB Andina puesto que la certificación ISO 14001 no es un requisito legal, sino un compromiso voluntario y sostenible con la sociedad, los trabajadores y accionistas. El logro no es haber accedido a esta certificación en 2001, sino haberla mantenido por una década cumpliendo cada una de sus exigencias y generando compromisos de valor con el entorno”, afirmó Mario Arenas Aguado, gerente general de la compañía. La aplicación de la ISO 14001 ha fortalecido los estándares de calidad y medio ambiente, siendo parte fundamental de la cultura de seguridad y del sistema integrado de gestión vigente en la compañía que opera los campos del norte, centro y

Foto: YPFB Andina SA.

YPFB Andina cumplió 10 años de cuidado ambiental

Planta de Compresión Río Grande.

sur del departamento de Santa Cruz. Roberto Mallea, gerente de medio Ambiente, seguridad y calidad de YPFB Andina, recordó que en septiembre de 2001 la empresa Bureau Veritas Quality International extendió el primer certificado a YPFB Andina, validando la integralidad de su accionar en esta materia que vela por la aplicación de procedimientos orientados a prevenir afectaciones al medio ambiente y la salud. “Contar con una ISO 14001, es de alta importancia en una industria como la petrolera porque ayuda a prevenir impactos negativos sobre el medio ambiente; evita multas, sanciones, pero además mejora la relación o imagen de la empresa frente a la comunidad”, explicó Mallea.

proponen enviar recon a refinería de argentina En un informe de la Gerencia Nacional de Comercialización de YPFB dirigido a la Presidencia de la estatal y leído en reunión de directorio de la corporación, se señala que con el fin de incrementar los beneficios por concepto de exportación de crudo reconstituido, se debe buscar un nuevo mercado para su comercialización. En este sentido, se recomienda enviar el producto a la refinería Refinor, en Campo Durán, norte de Argentina, para ser convertido en diésel para luego ser exportado nuevamente a Bolivia. Este proceso, según el documento significaría un ahorro directo a YPFB de 24 mil dólares al mes por concepto de importación de diésel y por subvención de este producto. En los cuadros presentados se detalla que actualmente por cada 12.580 barriles (bbl) de recon exportado se recibe un ingreso de $us 692.436,59 y un egreso de $us 799.918,35 por 700 metros cúbicos de diésel importado, haciendo una diferencia de $us 107.481,76 Sin embargo, si se utilizara los mismos volúmenes de recon y diésel, pero

haciendo la transacción con la refinería Refinor, el informe muestra que el ingreso sería de $us 632.322,36 frente a $us 715.803,31 de egreso, dando un margen de $us 83.480,95. “Se han encontrado mejores condiciones de comercialización de crudo reconstituido que orientarán a generar ahorros significativos por concepto de importación de diésel”, señala el documento. También asegura que desde el inicio de la exportación de recon en el 2007 y a partir de la gestión 2011, YPFB cuenta con las mejores condiciones de precio de exportación de crudo reconstituido. De acuerdo a la norma vigente, YPFB es el único autorizado para la compra de este producto en el mercado interno y su venta en el mercado externo. La exportación de recon se realiza a precio internacional, que es superior al adquirido en el mercado interno, y es realizada en embarques con un volumen promedio de 300 mil bbl +/- 10% que está estipulado en los contratos de exportación. /EG

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energías alternativas

“

El retraso se debió a diversos contratiempos como la declaratoria de desierta de la primera licitación de la planta y la falta de proveedores acordes a las expectativas

“

Gerardo Medina, responsable del proyecto Biodiésel del CIAT

Se espera que entre en funcionamiento a mediados del mes próximo

Planta experimental de Biodiésel en Saavedra registra 70% de avance La producción será de aproximadamente 210 litros por día, que serán utilizados con fines investigativos y para promocionar la tecnología de procesamiento y elaboración de biodiésel. El costo para la construcción de este complejo es de 402 mil bolivianos. PRODUCTO PAR INVESTIGAR proyecto. La construcción de la planta se enmarca en el proyecto “Investigación para la Producción Sostenible de Biodiésel”, que tiene por objetivo beneficiar a la agroindustria. pruebas. El biodiésel producido será probado en las maquinarias del CIAT. Mundo. Según el instituto Brasileño de Petróleo, Alemania fue el mayor productor mundial de biodiésel en el 2010 con 2,6 millones de metros cúbicos.

Estación experimental ubicada en Saavedra donde se realizan las investigaciones correspondientes para la producción de biodiésel.

TEXTO: edén garcía s.

a construcción, instalación, montaje y puesta en marcha de la planta piloto de biodiésel que impulsa el Centro de Investigación Agrícola Tropical (CIAT) con fines investigativos alcanzó un 70 por ciento de avance hasta inicios de este mes y se espera que la primera quincena de noviembre del presente año entre en funcionamiento, informó Gerardo Medina, responsable del Proyecto Biodiésel de este entidad. La empresa que se adjudicó la fabricación y montaje de la planta es Planagro SRL por un total de 402 mil bolivianos. También se tiene previsto la adquisición y el equipamiento de un pequeño laboratorio de control de calidad de materias primas y de productos dentro del proceso de producción. La planta, que está ubicada en la Estación Experimental de Saavedra (EEAS) a 62 kilómetros al norte de Santa Cruz, producirá aproximadamente 210 litros por día que al tener fines investigativos no serán comercializados, sino que se utilizarán para desarrollar y difundir la tecnología de procesamiento y elaboración de biodiésel. Para ello, Medina sostuvo que se tiene planificado probar el biodiésel en los equipos de pruebas y maquinarias pertenecientes al CIAT que funcionan con motores a diésel. Señaló que para la producción se tiene previsto utilizar aceites vegetales de diversas especies que no comprometan la seguridad

alimentaria del departamento y del país. De esta manera se diversificará e incrementará la oferta de material genético de especies alternativas para la producción de biodiésel. Actualmente se trabaja en la investigación de Jatropha curcas (piñón manso) para la selección de germoplasma, que transferirá información técnica sobre el comportamiento de cultivos agroindustriales con potencial económico para el procesamiento y elaboración de biodiésel. Por otro lado, consultado acerca del retraso del proyecto, tomando en cuenta que la planta debía entrar en funcionamiento en octubre del año pasado, Medina afirmó que ocurrieron diversos contratiempos de orden interno y externo que no permitieron avanzar en este emprendimiento. Entre ellos, mencionó la declaración de “desierta” en la primera licitación de la planta porque en su momento los proveedores no respondieron a las expectativas. CIAT, 36 AÑOS DE SERVICIO El Centro de Investigación Agrícola Tropical (CIAT), es una institución pública dependiente de la Secretaria de Desarrollo Productivo del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz. Constituye el brazo técnico del Gobierno Departamental como puntal del desarrollo productivo regional y nacional en lo que respecta a la parte agrícola, pecuaria y forestal y en la generación, difusión de tecnologías, germoplasma mejorados para los pequeños medianos y grandes productores. El CIAT trabaja ininterrumpidamente desde hace 36 años (creado en 1975). Es un referente departamental, nacional e internacional en la investigación y difusión de tecnología en los rubros agropecuario y forestal. ▲

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medio ambiente

¿Cuáles son las principales tareas prioritarias que ejecutará Ademaf a nivel regional? La Agencia tiene una misión específica que es el articular los trabajos de todas las entidades del gobierno nacional con sus políticas y proyectos orientada a estas zonas. La tarea principal es la articulación y en ese contexto entran los trabajos con los municipios y sectores sociales. A la vez queremos trabajar con la Gobernación de Santa Cruz y los empresarios cruceños que estén dispuestos a invertir en zonas tan importantes como son las fronterizas. ¿Cuáles son las principales demandas de las organizaciones sociales y locales identificadas en las comunidades fronterizas de la región cruceña? Aquí estamos recibiendo demandas de diferentes comunidades, que nos piden desde energía eléctrica, como la comunidad de San Agustín que esta por lo menos a unos 120 kilómetros de San Ignacio de Velasco, que actualmente estamos gestionando para llevarles un motor eléctrico. Otro problema es el acceso a telefonía pública. Tenemos planeado para la segunda semana de octubre entregar este servicio en Puerto Gonzalo, Laguna Mandioré y Laguna Uberaba, para resolver el tema de telefonía y tener comunicación con los puestos militares en nuestros puntos de control froterizos. Ademaf, en su rol de mejorar la calidad de vida de la gente, está trabajando en distintas áreas elaborando una propuesta para un plan estratégico de desarrollo integral para la región de la Chiquitania y el Chaco.

Jerges mercado, director ademaf - santa cruz

“se solucionó la falta de combustible en frontera” El nuevo director regional habló sobre las acciones que se ejecutan por el uso racional de los recursos naturales y el control contra el contrabando de combustibles en los puntos fronterizos. ¿Cuáles son los proyectos enmarcados en el Plan Nacional de Desarrollo referidos a la industrialización de los recursos naturales y protección del medio ambiente? Una de las tareas que tenemos es trabajar por el uso racional de los recursos naturales y su protección correspondiente. El año pasado Ademaf fue una de las instituciones que estuvo presente en la intervención de minas que estaban trabajando ilegalmente, entonces una de las tareas que se fijó fue evitar que salga por contrabando nuestro mineral, madera y combustible. ¿Qué aspectos se visualizan como los detonantes para que siga el contrabando de combustibles en las fronteras? La información que se maneja es que se ha frenado sustancialmente ese flagelo, es decir, la falta de combustible en la frontera. Hace meses atrás observé en Puerto Quijarro y Puerto Suárez enormes colas. Hoy no se encuentra estas filas por combustible, lo que demuestra en principio que la lucha contra el contrabando está surgiendo efecto, indudablemente todavía hay un camino amplio por recorrer. ¿Qué acciones se realizan y cuáles se proyectan en esta lucha contra el con-

trabando de combustibles? Estamos trabajando justamente para coordinar y articular el trabajo con los organismos que son los directos responsables del control en frontera, como es Migración, Policía Nacional, y Fuerzas Armadas. Con todos ellos seguiremos coordinando para buscar una salida integral en esta problemática. Actualmente los puntos de control al contrabando se realizan en Puerto Quijarro, San Matías y San José de Chiquitos. ¿Cuál es la situación actual de las minas intervenidas en el oriente boliviano? Ese trabajo está en manos del Poder Judicial, que tiene que manifestarse por el destino de esa maquinaria. Consideramos que en vez de que esté incautada debe prestar alguna utilidad. Estos temas se encuentra en este momento en manos de las autoridades competentes. En el tema del contrabando ilegal de minerales, aún no hemos realizado ningún tipo de control pero más adelante implementaremos otras medidas que nos permitan garantizar la legalidad de esta actividad. ¿Cuál es su evaluación sobre la co-

Foto: Reporte Energía

TEXTO: Lizzett vargas o.

Jerges Mercado, director regional de Ademaf, Santa Cruz.

bertura eléctrica en las zonas fronterizas del departamento? En el principio nuestras fronteras fueron olvidadas en todos los planos, no sólo en el tema de electricidad. Siempre se dijo y se creyó que las fronteras eran el último rincón de la patria. Nosotros creemos que la frontera más bien es la puerta de entrada, por lo tanto no puede ser el patio trasero y desde aquí vamos impulsar el desarrollo con todas las organizaciones del Estado Plurinacional. Las fronteras también son una oportunidad para montar centros energéticos que nos permitan vender energía eléctrica al exterior una vez que cubramos las necesidades de nuestra gente. ▲

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inter nacional

“

este vuelo con biocombustible supone un paso en el compromiso de Repsol con la movilidad sostenible, impulsando el desarrollo de biocarburantes de segunda generación

“

Pedro Fernández Frial, director general de Downstream de Repsol

el proyecto piloto Vuelo Verde

Iberia y Repsol concretan primer “vuelo verde” con biocombustible TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

beria y Repsol realizaron el primer vuelo español propulsado con queroseno, con una mezcla del 25 por ciento de biocombustible, un proyecto piloto que cubrió el trayecto entre Madrid y Barcelona, de acuerdo a un informe público de la petrolera hispana. Durante el vuelo se consumió aproximadamente unos 2.600 kilos de una mezcla de biocombustible de camelina y carburante JET A-1 convencional, que permitió un ahorro de cerca de 1.500 kilos de emisiones de CO2. El vuelo se inscribe en el proyecto piloto Vuelo Verde, pionero en la industria de la aviación española, y forma parte también del plan estratégico de Iberia contra el cambio climático que, entre otras iniciativas, incluye su participación en diversos proyectos para la obtención de biocombustibles. El proyecto también se enmarca en la estrategia de Repsol en materia de responsabilidad corporativa y sostenibilidad, que ha sido calificada como líder mundial de su sector en los prestigiosos índices de sostenibilidad Dow Jones 2011. El biocombustible fue suministrado por la sociedad mexicana Aeropuertos y Servicios Auxiliares (ASA) y Repsol se encargó de la obtención, distribución y logística del

combustible, cuya formulación fue evaluada y acreditada por los investigadores de su centro de tecnología, según el informe. El biocombustible de segunda generación utilizado en la prueba, es una mezcla realizada por ASA con Bioqueroseno Parafínico Sintetizado producido por HoneywellUOP y evaluado y acreditado por Repsol en su Centro de Tecnología, que permite un ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero cercano al 20 por ciento. Iberia se ocupó de la planificación de los aspectos operativos del vuelo (avión, tripulación, programación, etc.) y, para la asistencia en tierra de este avión en Barajas, utilizó un coche eléctrico modelo iON de Peugeot. El presidente de Iberia, Antonio Vázquez, que viajó en el avión, destacó que el proyecto demuestra que este tipo de combustible es viable y señaló que los biocombustibles van a permitir que se vuele de forma más limpia y con menos emisiones de C02 a la atmósfera. Por su parte, Fernández Frial, director general de Downstream de Repsol, señaló que este primer vuelo español con biocombustible “supone un paso más en el compromiso de la compañía con la movilidad sostenible, impulsando el desarrollo de biocarburantes de segunda generación”. Añadió que “desde la Unidad de Nuevas Energías, Repsol contribuye a la visión de un futuro de la energía

Foto: Repsol

Primer vuelo del proyecto piloto “Vuelo Verde” en un Airbus A320 evitó la emisión a la atmósfera de 1.500 kilos de CO2. El combustible contiene un 25% de biocarburante de camelina y permite un ahorro de emisiones cercano al 20%.

Un Airbus A320 de Iberia propulsado por biocombustible realizó con éxito el trayecto entre Madrid y Barcelona.

empresas impulsadoras IBERIA. Tiene un Convenio con SENASA (Servicios y Estudios para la Navegación Aérea y la Seguridad Aeronáutica y Airbus) donde participa con en un proyecto de investigación cuyo objetivo último es la producción de un biofuel a partir del

más diversificado y sostenible”. Tras el éxito de la prueba, ambas empresas analizarán cómo continuar desarrollando

cultivo de microalgas. REPSOL. La compañía desarrolla distintas iniciativas de negocio en ámbitos como la bioenergía y las energías renovables aplicadas al transporte, a través de su Unidad de Negocio de Nuevas Energías.

iniciativas conjuntas que les permitan avanzar en la investigación, desarrollo y utilización de biocombustibles en la aviación comercial. ▲

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Foto: Repsol Bolivia

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

breves / al cierre

Foto: Proyecto Huella de Carbono

PRESENTACIÓN. Los ejecutivos de la empresa Finning Bolivia y representantes de la línea CAT presentaron su nueva división usados Caterpillar con una diversidad de equipos y repuestos.

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

difusión. El pasado 29 de septiembre se realizó en Cochabamba la capacitación sobre Huella de Carbono y la Norma Boliviana ISO 14064 dirigido a auditores del Ibnorca.

foro. La Asociación Iberoamericana de Centros de Investigación y Empresas de Telecomunicaciones – AHCIET y ENTEL S.A. AHCIET y ENTEL S.A. realizaron el IX Foro Iberoamericano AHCIET Móvil, que se desarrolló con éxito los días 6 y 7 de octubre, en el hotel Los Tajibos.

Técnicos de Repsol explicaron al vicepresidente de Operaciones de YPFB Mario Salazar (der) los trabajos realizados.

Mgr 4ST: 5,4 MMcD; planta CPF con 65% de avance Repsol Bolivia culminó con éxito los trabajos de recompletación del pozo Margarita 4st (MGR 4st) para la instalación de su terminación definitiva y las pruebas permitieron obtener el mayor caudal de la cuenca subandina del país, con una producción de 5,4 millones de metros cúbicos diarios (MMMCD). “Esto constituye un nuevo logro en el marco de la Fase 1 del desarrollo del Proyecto Margarita-Huacaya. El pozo MGR 4st fue perforado en el año 2004 y tiene una profundidad de 4000 metros, produce gas y condensado de la formación Huamampampa 1b.”, señló la compañía hispana. El vicepresidente de Operaciones de YPFB, Mario Salazar, constató los resultados de la recompletación durante una visita al poz y destacó que el potencial de producción permite asegurar la provisión de gas al mercado interno y al argentino, pudiendo cumplir los compromisos asumidos. Los trabajos de recompletación del MGR 4st se iniciaron en diciembre de 2010 y para ellos se utilizaron tuberías de 7 pulgadas de diámetro que permiten la producción de altos caudales de gas y condensado sin riesgos de erosión. El proceso de completación culminó con la operación de limpieza y prueba del pozo diseñada por los técnicos de Repsol

y con el equipamiento provisto por la empresa Expro. La ejecución de esta prueba demandó la construcción de una fosa de quema especialmente diseñada con más de 50 x 60 metros de área y 25 metros de altura, y 8 líneas de 8 pulgadas como quemadores, la más grande construida en Bolivia hasta la fecha. Esta operación superó las expectativas planteadas originalmente y no sólo permitió corroborar la factibilidad técnica de producir al caudal comprometido en la Fase I, de 4 MMMCD de gas, sino que durante la prueba el pozo alcanzó una producción de 5,4 MMMCD, lo que lo convierte en el de mayor producción alcanzada en todos los campos productores de la cuenca. Entre tanto, la Fase I del proyecto CPF (Central Processing Facility), tiene un 65% de avance, en el campo Margarita, y ha puesto a la contratista española de Repsol, Técnicas Reunidas y a sus subcontratistas Kaiser-Inesco y Bolinter, en carrera contra el tiempo, para cumplir con el plazo fatal de puesta en marcha, en abril de 2012, según Paulino Noguera, de Repsol quien guió a Reporte Energía y un grupo de periodistas por las diferentes fases del proyecto, que permitirá procesar la producción de Margarita y Huacaya.

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ESTADíSTICAS HIDROCARBUROS

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

Fecha

con el auspicio de

sep 14, 2011 sep 15, 2011 sep 16, 2011 sep 19, 2011 sep 20, 2011 sep 21, 2011 sep 22, 2011 sep 23, 2011 sep 26, 2011 sep 27, 2011 sep 28, 2011 sep 29, 2011 sep 30, 2011

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

88,91 89,4 89,4 85,7 86,92 85,77 80,29 80,29 79,97 84,18 80,94 81,87 81,87

113,1 116,71 116,26 112,89 114,39 114,26 109,21 109,17 107,9 109,54 108,52 107,08 105,42

Europe Brent (dólar por barril)

MINERÍA

COTIZACIóN OFICIAL DE MINERALES

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (del 16 al 30 de septiembre 2011)

ZINC $us/L.F.

10,6594 10,2693 10,4871 10,2739 9,1399 8,6613 9,4325 9,7522 9,6162 9,3440 9,4551

1,1000 1,0523 1,0560 1,0249 0,9820 0,9276 0,9036 0,9117 0,9208 0,9095 0,9344

0,9925 0,9491 0,9471 0,9260 0,8988 0,8804 0,8428 0,8641 0,8700 0,8482 0,8639

COBRE $us/L.F.

16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30 días

PLATA

16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30 días

4,01 3,91 3,81 3,71 3,61 3,51 3,41 3,31 3,21 3,11

404.8 265.0 171.2 9,7 50.4 17,4 38,5 37,9 7,3 10,9 5,7 15,3 51,4 15,2 2,1 1.052,3

404.8 266.0 171.2 9,7 50.4 17,4 38,5 37,9 7,3 10,9 5,7 15,3 51,4 15,2 2,1 1.052,3

404.8 266.0 171.2 9,7 50.4 17,4 38,5 37,9 7,3 10,9 5,7 15,3 51,4 15,2 2,1 1,052.3

404.8 266,0 171,2 9,7 51,3 17,4 38,5 38,3 7,3 10,9 5,7 15,3 51,4 15,4 2,1 1,052.3

404.8 404.8 266.0 266,0 171,2 171,2 9,7 9,7 51,9 51,9 18,4 18,4 38,5 38,5 38,3 38,3 7,3 7,3 10,9 10,9 5,7 5,7 15,3 15,3 51,4 51,4 15,0 15,2 2,1 2,0 1.052,0 1.0452,3

404.8 266.0 171,2 9,7 51,9 18,4 38,5 38,3 7,3 10,9 5,7 15,3 51,4 15,2 2,1 1.052,3

28 404.8 266.0 171,2 9,7 51,9 18,4 38,5 38,3 7,3 10,9 5,7 15,3 51,4 15,2 2,1 1.052,0

29 404.8 266.0 171,2 9,7 51,9 18,4 38,5 38,3 7,3 10,9 5,7 15,3 51,4 15,2 2,1 1.052,3

ENERGÍA DIARIA INYECTADA EN MW (del 16 al 30-09-2011) 14643,9

14.000,0

13830,1 11961,1

12.000,0

12621,3 12618,1 12694,2 13325,4 13314,3

9672,3

8.000,0

4.000,0

12463 12346,2 12501,9 13195,5

12160,6

11433,5

10.000,0 6.000,0

5162,9

4771,3

2.000,0

3649,3

5373,3

6000,3

6421,4

6246,8

6109,7

6066,9

5494

Termoeléctrica 6500,3

7047,6

7031

6851,1 6596,5 Hidroeléctrica

0,0

39,9700 40,4600 39,1800 40,2500 37,8500 32,9000 28,1600 33,5000 31,0400 30,1900 30,4500

1778,00 1817,00 1792,00 1810,25 1765,50 1730,00 1615,00 1671,00 1655,00 1620,00 1629,00

16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30 días

Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)

MW 16.000,0

ORO $us/O.T.

con el auspicio de

COBRE

DEMANDA máxima de potencia en mw (del 16 al 30-09-2011)

CRE - Santa Cruz 404.8 ELECTROPAZ - La Paz 265.0 ELFEC - Cochabamba 171.2 ELFEC - Chimoré 9.7 ELFEO - Oruro 50.4 ELFEO - Catavi 17.4 CESSA - Sucre 38,5 SEPSA - Potosí 37.9 SEPSA - Punutuma 7.3 SEPSA - Atocha 10.9 SEPSA - Don Diego 5.7 ENDE - Varios (2) 15.3 SAN CRISTOBAL - C, No Reg, 51.4 Otros - C, No Regulados 15.2 Varios (1) 2.1 TOTALES 1,052.3

41, 4 0 39,90 38,40 36,90 35,40 33,90 32,40 30,90 29,40 27,90

PLATA $us/O.T.

1,03 1,01 0,97 0,95 0,93 0,91 0,89 0,87 0,85 0,83

ZINC

16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30 días Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD 18

ANTIMONIO WOLFRAM $us/T.M.F. $us/U.L.F.

3,9830 12,80 15500,00 142,24 3,8168 3,8088 3,7285 12,80 15500,00 142,24 3,5335 3,3022 12,80 15600,00 142,24 3,2772 3,4142 3,3634 12,70 15600,00 142,24 3,1638 3,2346 12,60 15600,00 142,24

oRO

BISMUTO $us/L.F.

$us./L.F.

1913 1823 1793 1763 1733 1703 1673 1643 1613 1583

PLOMO $us/L.F.

$us./L.F.

$us./O.T.

16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30

ESTAÑO $us/L.F.

$us./O.T.

DíAS

Los valores de energía horaria aquí informados son obtenidos a partir de los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

23 días

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw 2011 Dia Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep 1 1.018,7 1.027,5 995,9 803,1 1.033,1 1.014,8 988,0 1.059,5 2 1.035,6 1.042,2 914,7 875,9 1.029,6 909,7 1.009,9 1.073,2 3 995,6 1.030,2 879,7 976,7 1.027,9 876,4 1.019,3 1.011,0 4 1.017,3 990,7 1.045,8 1.008,7 966,8 998,4 1.024,7 987,6 5 945,3 900,7 1.052,7 1.024,8 889,0 1.013,8 1.001,5 1.068,2 6 895,9 845,5 1.070,6 1.039,1 1.003,2 1.019,8 886,7 1.081,7 7 1.005,3 863,9 1.073,7 969,9 1.021,7 999,9 911,6 1.101,2 8 1.005,1 861,0 1.061,2 938,9 1.034,1 1.019,3 1.024,8 1.048,4 9 1.014,7 997,1 980,7 1.065,9 1.024,0 961,7 1.049,3 1.034,4 10 1.013,2 1.017,5 931,1 1.080,7 995,0 895,5 1.031,8 988,0 11 993,2 1.041,9 1.056,1 1.078,3 908,8 1.034,1 1.032,3 944,4 12 932,6 962,6 1.043,1 1.052,5 865,3 1.045,4 1.022,5 1.066,4 13 882,7 849,2 1.070,1 1.062,1 984,4 1.042,5 1.011,7 1.076,9 14 1.009,3 942,9 1.077,7 980,6 985,8 1.042,3 943,6 1.088,8 15 990,4 985,3 1.081,7 889,6 1.013,3 1.045,3 1.068,1 1.104,5 16 1.009,5 1.001,1 1.001,0 1.023,5 1.039,8 962,2 1.041,8 1.103,3 17 1.023,5 1.020,8 919,3 1.026,2 1.030,8 904,4 1.090,3 1.025,9 18 982,4 957,8 1.056,8 996,7 970,0 1.018,4 1.102,0 929,7 19 934,9 891,9 1.064,4 1.009,0 924,7 1.018,6 1.035,6 1,062.8 20 903,8 925,2 1.078,4 1.012,8 1.045,3 1.029,1 935,3 1,061.8 21 1.022,3 1.056,1 1.022,0 976,2 1.005,6 1.010,3 910,8 1,088.0 22 1.032,2 1.084,1 879,7 935,6 1.023,1 1.024,0 1.015,9 1,093.6 23 1.012,3 1.079,4 955,3 1.039,8 898,3 969,0 1.038,3 1,080.8 24 972,5 1.052,2 889,5 1.044,0 989,0 921,7 1.046,3 970.8 25 986,7 1.034,9 1.042,1 1.024,8 922,9 1.017,9 1.057,6 952.2 26 941,6 936,5 1.056,8 1.020,3 878,7 1.013,5 1.060,0 1,084.1 27 889,0 842,1 1.062,8 990,2 995,8 1.036,5 1.019,2 1,093.5 28 1.009,2 937,1 1.063,3 934,5 1.008,9 1.048,1 978,9 1,035.2 29 970,4 1.026,9 906,2 1.028,9 1.036,2 1.082,4 1,052.2 30 1.001,0 910,0 1.022,6 1.012,6 939,8 1.073,5 1,098.4 31 1.021,1 1.024,8 876,6 1.059,5 Max. 1.035,6 1.084,1 1.081,7 1.080,7 1.045,3 1.048,1 1.102,0 1.104,5 Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC) Fuente: CNDC

TARIJA

16, 17 y 18

de Noviembre

2011

GAS y ENERGÍA: Nuevas Tecnologías, Investigación, Servicios e innovación

Centro de Convenciones Los Parrales

PROGRAMA

Su Gran Compañía en Distribución Industrial

17:00

15:00-18:00 Acreditación – registro participantes y

Electricidad: los paradigmas de la seguridad energética para bolivia

prensa

Apertura de la expofigas-tecnología para la industria energética 16:00-20:00

Acto inaugural – cóctel inaugural (autoridades e invitados especiales)

20:00-21:00

1. Presentación del III FIGAS a cargo del Comisario General Miguel Zabala Bishop 2. Bienvenida a la Ciudad y reconocimiento a los visitantes extranjeros, a cargo del Presidente del H. Concejo Municipal, Rodrigo Paz Pereira 3. Palabras del Señor Gobernador de Tarija, Lino Condori 4. Inauguración oficial a cargo del Presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga*

DIA 2 (17/11/11) 07:30-08:30 Acreditación – registro participantes y

prensa

Apertura del foro – bienvenida e introducción metodológica

08:15

Panel: investigación, gestión y tecnologías en la industria del gas

Moderador: Fernando Vincenti, ex - ministro de Hidrocarburos, Pdte. Directorio YPFB Transporte (Modalidad: Exposición y análisis temático. Debate final y conclusiones) Analistas: Carlos Delius, Presidente CBHE; Carlos Sánchez, Presidente, Sociedad de Ingenieros Petroleros de Bolivia (SPE)

Moderación de la Mesa de Trabajo: Miguel Aramayo,* BOCIER (Modalidad: Ponencia principal de 30 minutos y debate de analistas expertos) Ponencia principal: Mario Rojas, Presidente Cámara Boliviana de Electricidad Roberto Peredo, Vice Ministro de Electricidad y Energías Alternativas Nelson Caballero, Gerente General, ENDE Corporación Analistas: Hugo Villarroel, Gerente General, ENDE Andina. Mauricio Valdéz, Gerente General Electropaz. Rafael Alarcón, Director, Carrera de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, UMSS. Orlando Pérez, Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE). 18:00

Conclusiones de la mesa

19:30

Traslado hotel-sede hacia noche chapaca

20:00 Noche chapaca Confraternización sujeta a programa especial (Sólo para participantes acreditados)

DIA 3 (18/11/10) Desayuno auspiciado / confraternización con la prensa Panel: estrategias y proyectos hidrocarburíferos

07:45-08:45

08:30 Ypfb corporación y los desafíos del presente*

Moderación del Panel: Christian Inchauste, Gerente General, YPFB Transporte Analistas: Alvaro Ríos (ex ministro de hidrocarburos, socio director Gas Energy Latam); Bernardo Prado, director HidrocarburosBolivia.com; Germán Nuñez A., Decano, Facultad de Ciencias Geológicas, UMSA*

Carlos Villegas Quiroga, Presidente YPFB Corporación

08:45

09:15

Los desafíos de las empresas de servicios frente a la competencia global

Héctor García, Director, Resources Energy Consulting, Argentina

Enrique Menacho, presidente Bolinter, Bolivia

09:15 Retos exploratorios de YPFB Andina Mario Arenas, Gerente General de YPFB Andina S.A.

10:00

Refrigerio auspiciado

10:30 I+D Una actividad clave dentro de la cadena

de valor de gas natural

Calogero Migliore, Centro de Tecnología de Repsol (CTR) Madrid, España 11:00 La visión energética del sur boliviano Dino Beltrán, Secretario de Hidrocarburos, Gobernación de Tarija

Almuerzo auspiciado Panel: soluciones y perspectivas del mercado energético

13:15

INSTITUTO PARA LA EXCELENCIA EN LOS NEGOCIOS DEL GAS, ENERGIA E HIDROCARBUROS

Mesa de trabajo

DIA 1 (16/11/11)

Moderador: Boris Gómez Úzqueda, Asesor Comité Técnico FIGAS Analistas: Miguel Pradel, Gerente General, YPFB Petroandina S.A.; Orlando Vaca, Gerente General, BG Bolivia*

Transporte on-shore de GNL a pequeña escala 14:30

Firas Hays, Indox Cryo Energy, Cataluña, España

Ilusión o realidad del Shale Gas en Latinoamérica 15:00

Experto por confirmar, Schlumberger

16:00 Seguridad de cumplimiento de entrega en el transporte de gas natural Kathya Diedrich, Presidente y Gerente General de Gas Transboliviano S.A. 16:35

Refrigerio auspiciado

16:45-17:30 Taller simultáneo (Salón “La Cava”) Cupos limitados Moderador: Danilo Franulic, Director del CIDEA y Asesor del FIGAS

Tributos y fiscalidad en los negocios de hidrocarburos Marcos Simon, Consultor Jurídico tributario 16:35

Visita oficial y calificación stands expofigas

Registro: www.figas.org

Visión Estratégica: Gas natural y líquidos en los escenarios interno y externo

09:45 Margarita y Huacaya: Asegurando la provisión de gas para del mercado Jorge Ciacciarelli, Gerente General, Repsol Bolivia S.A.

10:15 Tecnología e investigación para una gestión eficiente y competitiva Fernando Vieira Castellões, Gerente de Investigación y Desarrollo de Gas, Energía y Gas-química, Petrobras, Brasil 10:15

Refrigerio auspiciado

Panel: Fiscalización, recursos y capital humano

Moderador: Pedro Torquemada, Gerente General, YPFB Chaco Analistas: Mauricio Mariaca, Gerente de Relaciones Externas, Repsol Bolivia; Yussef Akly, vocero Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía

Capacitación del capital humano en la industria de la energía

10:30

Marcías J. Martínez, Venezuela

Nuevas metodologías de certificación de reservas hidrocarburíferas

11:00

Juan José Sosa, Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación

Centro Nacional de Medición de Hidrocarburos: Información, Tecnología y transparencia

11:30

Luis Alberto Sánchez, Gerente General, CNMH

12:00 Lectura de conclusiones y clausura 12:15 Discurso de clausura Ing. José Luis Gutierrez, Ministro de Hidrocarburos y Energía*

Almuerzo AUSPICIADO y Premiación de los mejores stands de la EXPOFIGAS

12:35

Acto de cierre del 3er FIGAS y lanzamiento del 4to FIGAS (2012)

*Sujeto a confirmación. (Este programa está sujeto a cambios de último momento).

Organizan: