Reporte Energía Edición N° 71 by Branko Zabala

Foto Archivo Reporte Energía

internacional

reporte energía en congreso mundial del petróleo a través de un experto Darío Arias, participó del CMP realizado en Qatar. Cuenta en exclusiva para Reporte Energía las temáticas, tendencias y posicionamientos de la inP. 6-7 dustria emergentes de la cita internacional.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 71

Del 1 al 15 de Febrero de 2012

(Henry Hub / MMBTU) Ene 17

Ene 18

Ene 19

Ene 20

Ene 23

2.51 2.49 2.36 2.23 2.39

Ene 24

Fuente: eia.gov/ypfb

PRECIO DEL GAS A FEBRERO 2012

Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Foto: Edén García / Reporte Energía/ Pozo Incahuasi 2

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

2.6

Precio del gas boliviano para Argentina

10,62 $us/MMBTU Precio del gas boliviano para Brasil

8,76 $us/MMBTU

Foto: ABI

DESTACADO

Petróleo & gas

elaboración de nueva ley de hidrocarburos, principal reto para sosa Afirman que el nuevo ministro de Hidrocarburos y Energía tiene también el reto de optimizar el trabajo entre YPFB y ANH para garantizar el abastecimiento de P. 16 gas y líquidos, entre otros temas. electricidad

EGSA obtuvo $us 10 MM en utilidades; se espera el ciclo combinado Guaracachi reportó en 2011 niveles superiores de venta de energía en 17% a los de 2010. La aseguradora cubrirá costos del siniestro y lucro cesante. Se anuncia en breve P. 15 la puesta en marcha del proyecto.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

petróleo & gas

p. 10-11

perforación de pozo incahuasi 2 será de alta complejidad técnica “Este es uno de los mayores retos técnicos del siglo XXI, una auténtica aventura tecnológica, puesto que la perforación al pie del monte andino es complicada. Muchas veces encontramos estratos que no son los que esperábamos”, explicó el gerente general de Total E&P Bolivia, José Ignacio Sáenz.

e informó que el pozo Incahuasi 2 será perforado con la mejor tecnología disponible al momento, puesto que normalmente la mayor parte de los yacimientos encontrados están ubicados entre 4.000 y 5.000 metros aproximadamente. En este caso se

buscará la formación Huamampampa y Santa Rosa a 6.450 metros de profundidad. En todo el proyecto se invirtió $us 200 millones, mientras que solo el pozo Incahuasi 2 tendrá un costo que oscilará entre 50 a 80 millones de dólares.

Foto: Archivo Reporte Energía

P. 12

Foto: ABI

P. 9

P. 5

Sinopec expande presencia en sector petrolero Boliviano

Foto: YPFB

Gobernación cruceña intensificará programa de electrificación rural

Foto: Archivo Reporte Energía

Foto: Gobierno Departamental Autónomo Santa Cruz

P. 14

P. 17

YPFB Andina invertirá $us 188 MM en 2012 En 2012 se invertirán $US 1.187 MM en exploración y explotación

Gobierno propuso dos estudios o conciliación para crisis de Margarita

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

Por decreto se traspasó acciones de PAE a YPFB Chaco

laberinto inexpugnable

El Gobierno decretó el 24 de enero el traspaso obligatorio del 25% de las concesiones que posee Pan American Energy (PAE) en el bloque Caipipendi, a favor de la YPFB Chaco SA por incumplimiento de inversiones dirigidas a desarrollar ese reservorio gasífero. El desarrollo de ese bloque está a cargo de la petrolera española Repsol y su socia British Gas (BG), ambas con el 37,5 % de participación, y PAE, que tiene el restante 25%. Se señaló que en 2010 esas empresas comprometieron una inversión de $us 1.600 millones, informó ABI.

ex presidente de ypfb fue condenado por la justicia El expresidente de YPFB Corporación, Santos Ramírez Valverde, fue condenado a 12 años de cárcel después que una investigación determinara su autoría en los delitos de uso indebido de influencias, incumplimiento de deberes, contratos lesivos al Estado, conducta antieconómica, cohecho pasivo propio y asociación delictuosa. Los delitos están relacionados con el caso de la firma de contrato con la empresa Catler Uniservice para la construcción de una planta separadora de líquidos, situación en medio de la cual se evidenciaron actos de corrupción.

reporte energía con nueva gerencia comercial El 2012 se inicia con algunos ajustes y cambios estructurales en el grupo BZ del que forma parte Reporte Energía. Es así que desde los primeros días de enero, asume la gerencia comercial de BZ Group SRL y Reporte Energía, Silvia Duabyakosky en reemplazo de Lauren Montenegro, quien se hace cargo de la flamante gerencia de marketing del grupo que publica este medio y organiza el Foro Internacional del gas, además de otros eventos y productos especializados. Reporte Energía viene cargado de sorpresas editoriales y tecnológicas para este año.

l plan de exploración y desarrollo de campos hidrocarburíferos propuesto por YPFB para la próxima década es altamente ambicioso y podría resolver, holgadamente, el problema de oferta de gas a los mercados interno y externo, sin embargo adolece de un pequeño detalle, la legislación vigente no acompaña el esfuerzo de atracción de inversiones propuesto por la estatal petrolera, “la niña mimada” del gobierno del presidente Evo Morales. Para 2012, se anuncia la inversión de 2050 millones de dólares en la cadena de los hidrocarburos en el país, con la participación de los mismos actores, es decir, laas compañías que aseguraron su presencia en la industria a través de la firma de los famosos 44 contratos de operación con YPFB, además de las empresas “nuevas” como Petroandina y GTLI que se adjudicaron bloques fiscales, pero que hasta la fecha no cuentan con resultados exploratorios, salvo la primera que ha desarrollado un primer plan de sísmica en el norte de La Paz. El anuncio de la llegada de nuevos

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

“socios” como Petrovietnam o la estatal iraní INOC, aún se dejan esperar, en tanto que la rusa Gazprom parece haber agotado sus gestiones para invertir un jugoso presupuesto aprobado por Moscú hace más de cinco años y que hasta la fecha ha debido guardar, mientras el gobierno acelere la aprobación del convenio con YPFB. Sin embargo, ha decidido aliarse a la francesa Total para no perder la oportunidad de su desembarco en el país y al parecer no le ha ido mal. Por otro lado, en este escenario optimista, surgen los conflictos regionales y las trabas impuestas por la constitucionalizada “consulta previa”, que está paralizando importantes proyectos como la expansión del Gasoducto Villamontes Tarija (GVT), ejecutado por YPFB Transporte y la planta de separación de Río Grande. Ambos proyectos han sido interrumpidos por la oposición de comunidades indígenas, arguyendo errores procedimentales en la obtención de la licencia ambiental o el proceso de consulta incompleto. En el caso del GVT, se sostiene que la transportadora deberá

pagar una suma igual o superior al costo del proyecto (alrededor de 23 a 25 millones de dólares), para contar con el visto bueno que permite la utilización del derecho de vía y en el caso de Rio Grande, (problema resuelto casi al cierre de esta edición con el compromiso de YPFB de cumplir con todos los pasos exigidos por ley), por los supuestos incumplimientos en la obtención de la licencia ambiental. Esta panorámica nos muestra que a pesar de las buenas intenciones, el laberinto socio-legal que se debe franquear para ejecutar una política exploratoria agresiva, puede quedar en nada más que eso, buenas intenciones, en tanto no se apure la promulgación de una norma que supere las falencias y áreas grises presentadas en la normativa vigente y que acompañe la agresividad corporativa de la corporación petrolera nacional. El flamante ministro del área, Juan José Sosa, que viene de ser funcionario de primer nivel de YPFB sabe exactamente lo que debe hacer para acelerar el proceso y esperamos que esto ocurra a la brevedad por el bien del país.

ASOCIACIÓN NACIONAL Reporte Energía es una publicación quincenal de BZ Group www.bz-group.com Distribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008 ISSN 2070-9218

DE LA

PRENSA MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com Tel. (591-3) 3415941 www.reporteenergia.com

Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP - tribunal@anpbolivia.com

Miguel Zabala Bishop Director Redacción

Administración

Franco García/ Jefe de Redacción Lizzett Vargas/ Periodista Edén García/ Periodista Johnny Auza/ Corresponsal USA David Durán/ Diseño

Branko Zabala Gerente General Ema Peris Gerente Administrativa Silvia Duabyakosky Gerente Comercial Lauren Montenegro Gerente de Marketing

Encuéntranos en: Facebook.com/reporteenergia Síguenos en: Twitter@ReporteEnergia

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. BZ Group y Reporte Energía no asumen responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí. La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está prohibida sin previa autorización escrita.

1 al 15 de Febrero | 2012

Inter nacional

“

el impacto que tendría en el mercado del crudo la intensificación de la crisis del petróleo en Irán sería muy grande si no es compensado por el suministro de otros lugares

“

Informe del Fondo Monetario Internacional (FMI) Foto: vistaalmar.es

TEXTO: re y agencias

l Fondo Monetario Internacional (FMI) advirtió que el precio del petróleo podría aumentar entre un 20 y 30% debido al embargo del crudo que pesa sobre Irán. Los países de la Unión Europea (UE) acordaron en enero de 2012 bloquear las importaciones de productos petroleros procedentes de Irán en respuesta a los avances de su programa nuclear. El embargo ha dejado a la UE sin uno de sus principales suministradores de crudo, un vacío que espera cubrir aumentando las compras a países como Arabia Saudí o Libia. El porcentaje de incremento que maneja el FMI supondría que el precio del barril aumente entre 20 y 30 dólares respecto a los precios actuales, tal como señala un informe de la institución sobre perspectivas económicas presentado al G-20 en un encuentro celebrado en México, que apunta que otros productores o la liberación de reservas de emergencias podrían compensarlo en cierta medida con el tiempo. El documento de trabajo del FMI examina los riesgos para el precio del petróleo, centrados en las tensiones diplomáticas entre Irán y los países occidentales, que se han incrementado desde que Teherán amenazara con cerrar el estrecho de Ormuz, la principal vía de tránsito marítimo del petróleo mundial, como respuesta a las sanciones de la UE. El organismo dirigido por Christine Lagarde explicó que el impacto que tendría en el mercado del crudo la intensificación de la crisis del petróleo en Irán sería muy grande si no es compensado por el aumento de suministro en otros lugares, ya que el embargo podría implicar un descenso de la oferta de 1,5 millones de barriles al día, cifra comparable con la caída provocada por los problemas en Libia en 2011. También advierten de que el cierre del estrecho de Ormuz podría dar lugar a un incremento “mucho mayor” de los precios, ya que limitaría los suministros de compensación de otros productores de la región. Irán fue en el 2010 el quinto proveedor de las importaciones europeas, con un 5,7% del total, sólo superado por Rusia, Noruega, Libia y Arabia Saudí. El pasado año, según datos de los tres primeros meses (los más recientes facilitados por Bruselas), ese porcentaje cayó ligeramente, hasta el 4,39%. Pese a que en el conjunto de la Unión el

Irán fue en el 2010 el quinto proveedor de las importaciones europeas de crudo.

embargo del crudo sobre irán podría tener graves efectos

FMI advierte con suba en el precio del petróleo en 30% El precio del barril del petróleo podría costar entre 20 a 30 dólares más y podría darse un incremento mayor si Irán cumple su amenaza de cerrar el estrecho de Ormuz. porcentaje es pequeño, las importaciones iraníes son muy relevantes para algunos países del bloque. Italia, España y Grecia tienen al país persa como un suministrador fundamental. En el caso español, el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, ha asegurado que el embargo a Irán no acarreará problemas de suministro y que difícilmente subirá más el petróleo cuando “ya estamos en precios históricos”. Irán fue en 2010 el principal vendedor de petróleo al España, con un 14,6 % del total. El objetivo del embargo petrolero es

responder al programa nuclear iraní, tras los últimos informes que han aumentado las sospechas sobre una dimensión militar. Frente a esta situación, el embajador de la República Islámica de Irán en Rusia, Mahmud Reza Sayadi, ha asegurado que no se puede imponer sanciones al petróleo iraní tal y como ambiciona Estados Unidos (EE.UU.) El diplomático iraní ha señalado que algunos países, entre ellos China, no dejarán de comprar el petróleo de Irán, aunque se hallen bajo la presión de EE.UU. De igual manera, ha alertado de las

consecuencias nefastas que dejarán las medidas antiraníes que adoptan algunos países bajo la influencia de Washington. “Los países que obedecen a EE.UU., pagarán por ello. Washington no les podrá ayudar de ninguna manera”, advirtió Sayadi. Para algunos analistas occidentales, si los países europeos deciden interrumpir las importaciones de crudo iraní, de ser optimistas, necesitan un periodo de entre 6 y 12 meses para contratar con un nuevo proveedor petrolero que suministre su necesidad. ▲

1 al 15 de Febrero | 2012

“

esperamos la oportunidad para hacer negocios en Bolivia. tenemos interés en exploración y queremos cooperar a YPFB en nuevas tecnologías, experiencia y costos competitivos

“

Yang Cheng, representante Legal de Sinopec

Sinopec expande presencia en sector petrolero Boliviano La empresa asiática se apresta a iniciar con tecnología de punta los trabajos de sísmica 3D en Itaguazurenda. Manifestó su interés por formar a futuro sociedad con YPFB. Foto: Archivo Reporte Energ’ia

inopec expande sus negocios en la industria petrolera de Bolivia. Recientemente se adjudicó la licitación para realizar la sísmica 3D en el área Itaguazurenda y a finales de enero anunció la firma de un contrato con YPFB Transporte SA para la construcción del gasoducto denominado expansión líquido sur asociado al GIJA, SalinasChoreti (35 km. hasta Camiri). El representante Legal de la compañía Sinopec en Bolivia, Yang Cheng, detalló a Reporte Energía la amplia experiencia de su compañía en el sector petrolero y su interés de trabajar en proyectos hidrocarburíferos en el país. La empresa estatal china, es considerada una de las más grandes del mundo. Sinopec tiene más de 60 años de experiencia en el sector de hidrocarburos con sucursales en América Latina así como también en Estados Unidos, Rusia, India, Noruega, Trinidad y Tobago. Sus negocios incluyen diferentes áreas de la industria petrolera desde la exploración de petróleo y gas, refinación, comercialización y transporte por ductos de petróleo. El proyecto Itaguazurenda de YPFB es el primer trabajo en Bolivia en el área de sísmica de Sinopec. Sin embargo, a finales del 2010 dotó de equipos de perforación con taladros de 2000HP, con lo que se alcanzó 2.500 metros de profundidad en el pozo Santa Rosa y 4.500 en El Dorado, ambos operados por YPFB Chaco SA. En cuanto al reciente trabajo para el relevamiento de datos sísmicos 3D en Itaguazurenda, Yan Cheng, señaló que solo espera la finalización del trámite de licencia ambiental para iniciar operaciones sísmicas, en tanto agilizan los trámites para la ejecución del proyecto de transporte adjudicado por YPFB Transporte. De acuerdo con Cheng, para el proceso de adquisición sísmica 3D se aplicará tecnología de punta en una extensión de 223 kilómetros cuadrados. La sísmica digital permitirá a YPFB contar con amplia información, a través de imágenes tridimensionales, de la geología del subsuelo de esta estructura y, de esa manera, ubicar con mayor precisión la locación para la perforación de un pozo exploratorio. La densidad de líneas es mucho mayor que la sísmica 2D y el resultado se maneja como un cubo sísmico en tres dimensiones, con un software especializado en el que se pueden observar diferentes atributos relacionados a la existencia de hidrocarburos. La ejecución de la sísmica 3D demandará el trabajo de 1.000 personas, de las cuales el 95% son bolivianas, destacó el ejecutivo. Adelantó que una vez concluido el relevamiento de datos sísmicos en el área de Itaguazurenda no descarta que se presenten a la próxima licitación para pugnar por la adjudicación de la interpretación de la misma. Por otro lado, Sinopec ha manifestado su interés en formar sociedad con la estatal pe-

petróleo & gas

la compañía china es la quinta empresa estatal más grande del mundo

La compañía estatal china Sinopec dotó del taladro de alta tecnología de 2000HP para la perforación del pozo El Dorado operados por YPFB Chaco SA. Foto: Lizzett Vargas O.

TEXTO: MZB/lizzett Vargas o.

Yan Cheng, representante Legal de Sinopec.

sobre la compañía EXPERIENCIA. Es una empresa estatal con sede central en Beijing y cuenta con tecnología de punta y vasta experiencia en tareas de prospección petrolera con una serie de trabajos desarrollados en América Latina y diversas partes del mundo. NEGOCIOS. Incluye exploración de petróleo y gas, refinación y comercialización, producción y ventas de productos petroquímicos, fibras químicas, fertilizantes químicos, almacenamiento y transporte por ductos de petróleo, gas natural y productos petroquímicos.

trolera en proyectos exploratorios. “Estamos esperando la oportunidad para hacer negocios en Bolivia. Tenemos interés en exploración y queremos cooperar a YPFB con nuevas tecnologías, experiencia y costos competitivos”, puntualizó. ▲

1 al 15 de Febrero | 2012

petróleo & gas

“

Sigue ganando espacios rápidamente el gas no convencional en sus distintas fuentes (tight gas, shale gas, coal bed methane), que irrumpieron en la última década

“

Darío Arias, Senior Legal Counsel en Qatar Petroleum

darío arias analiza las temáticas, tendencias y hechos del último wpc

Ecos del 20º congreso mundial de petróleo en Qatar 2011 TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

espués de la realización de una nueva fecha del Congreso Mundial de Petróleo, por primera vez en Medio Oriente (4-8 diciembre 2011), conversamos con Darío Arias, profesional argentino que se desempeñó en el sector en Bolivia entre 1999 y 2008 y que actualmente trabaja en Qatar, para que nos cuente su impresión sobre este importante acontecimiento que reunió a expertos de la industria y funcionarios de todo el mundo, y más particularmente su visión sobre el papel de Bolivia en ese contexto y su futuro. ¿Qué impresión general tuvo del Congreso? Hay varios aspectos que me gustaría resaltar. Este tipo de congresos es una oportunidad única en la que confluyen los empresarios (tanto las productores, como los de servicios), los técnicos expertos y representantes de gobiernos y empresas estatales. Es el ámbito más global e integral al que los actores de la industria pueden aspirar. Simultáneamente al Congreso tuvo lugar una gigantesca exhibición, donde los países, las empresas, los países y las organizaciones expusieron sobre sus potenciales, sus productores y novedades. Qatar, el país líder en gas natural, poseedor de una de las reservas de gas no asociado más grandes del mundo y principal exportador de LNG fue además el marco más propicio para este congreso. Se trata de una nación que no sólo está comenzando a invertir fuertemente los billonarios resultados de su producción de hidrocarburos y sus derivados, sino que –bajo el liderazgo del Emir Al Thani- está encauzando innumerables iniciativas que apuntar a posicionar fuertemente a este país en muchos ámbitos, desde el académico, el tecnológico, el deportivo, el político -incluyendo la influencia en lo que se ha dado en llamar la “Primavera árabe”- (como la presión sobre Siria para el cese de la represión o la reconstrucción de Libia), y el establecimiento de conversaciones de paz entre Al-Kaeda y Occidente (y hasta la apertura de una oficina de esa cuestionada organización en Doha). Por lo demás las temáticas debatidas, la calidad de las presentaciones técnicas, la cantidad de delegados (más de 5000) y ministros de energía e hidrocarburos de todo el mundo (alrededor de 50) son dig-

nas de destacar. Mención aparte merece la infraestructura (Centro de Convenciones inaugurado para la ocasión), los aproximadamente 500 expositores en un pabellón anexo y hasta el edificio de estacionamiento de vehículos dotados de toda la parafernalia tecnológica imaginable) demuestran la inconmensurable riqueza económica de este país, la firme decisión de Qatar de desarrollarse cultural y científicamente y el inmenso espacio que todavía existe para nuevas obras civiles y de otro tipo en todos los ámbitos. Este pequeño país está actualmente liderando la región del Consejo de Cooperación del Golfo (GCC, por sus siglas en inglés), que comprende los Emiratos árabes unidos, Qatar, Omán, Bahréin, Kuwait y el reino de Arabia Saudita) buscando emular a los Emiratos que iniciaron hace unas décadas un proceso de gran visibilidad mundial. Por ejemplo, Doha es la sede de la red de multimedios Al Jazeera, con su emblemático canal de noticias en árabe e inglés; Qatar ha sido sede de las negociaciones de la Organización Mundial del Comercio y albergará este año de nuevo la 18º Conferencia de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (COP 18). También recientemente este país ha logrado obtener una de las oportunidades de mayor exposición mundial como es la realización de la Copa del Mundo de Fútbol en 2022. Cuáles fueron los temas que más predominaron? Como no podía ser de otra manera, todo lo vinculado a los últimos adelantos y desarrollo de los negocios, diseño, tecnología, ingeniería, proyectos, seguridad, financiamiento de LNG y el GTL, que son las estrellas de este país, aunque le siguen de cerca las iniciativas de industrialización, como fertilizantes y derivados de todo tipo. Sigue ganando espacios rápidamente el gas no convencional en sus distintas fuentes (tight gas, shale gas, coal bed methane), que ha irrumpido en el mundo en la última década. Al mismo tiempo, estas nuevas fuentes despiertan temores ambientales (contaminación de aguas subterráneas e inestabilidad geológica); incluso, en algunas jurisdicciones se han suspendido este tipo de proyectos, atendiendo al principio ambiental de precaución hasta tanto se conozcan más detalles sobre esos posibles efectos, y se exige completa información a las operadoras sobre la composición química de los fluidos inyectados. En el caso

Foto: Archivo Reporte Energía

Reporte Energía conversó con un experto argentino que trabajó en Bolivia, quién participó en el Congreso Mundial de Petróleo realizado en diciembre del 2011, para conocer ‘de primera mano’ lo ocurrido en el mayor evento de este sector.

Darío Arias*

Argentina, uno de los países que podría posicionarse fuertemente en esta área por su potencial geológico (y revertir la tendencia de su situación crisis energética actual) se destaca la incertidumbre política, requerimientos de contenidos locales y dificultades para asegurar equipamiento apropiado para encarar actividades de fracturas. Desde el punto de vista técnico, la explotación de ultrapesados y reservorios profundos y deep offshore; las diversas cadenas de valor; los proyectos de almacenamiento subterráneo; valorización y aprovechamiento del llamado “stranded gas” (campos que no son explotados actualmente por su remota localización, por su tamaño o carentes de infraestructura); el desarrollo sostenible de los recursos y la riqueza económica que producen y muy especialmente los temas vinculados al campo socio-ambiental también han tenido amplia repercusión (contenidos locales, sustentabilidad social, interacción de la industria con ONGs, sistemas fiscales, responsabilidad social empresarial, recursos humanos, el rol de la mujer, etc.). Adicionalmente, desde la óptica regional, se destaca el progreso del oleoducto del Caspio, las muestras del imparable ímpetu de los gigantes asiáticos, China e India, que no cesan en la frenética búsqueda de independencia y seguridad energética, asegurando sus propias fuentes, en subsuelos propios (incluyendo offshore) y ajenos, en todo el mundo. Respecto a Qatar, las autoridades de ese país anunciaron un impasse de algunos años hasta la nueva redefinición de estrategias sobre futuros proyectos o expansiones del “Campo Norte”, el mayor campo gasífero no asociado del mundo, ubicado offshore de las costas de este país, compartido

con el vecino Irán. Se observan también cautelosos movimientos en países que otrora figuraban muy tímidamente en el radar hidrocarburífero, como Irlanda y España; y nuevos actores con promisorias potencialidades, como la recientemente creada (julio de 2011) República de Sudán del Sur, que ya ha comenzado a firmar acuerdos con multinacionales y con gobiernos chinos, indios y malayos deseosos de proveer infraestructura (y/o financiamiento) de transporte hacia los puertos de exportación (sobre todo en el Mar Rojo) y refinación, inexistente hoy en el nobel país. Otros dos capítulos importantes del congreso fueron las presentaciones y actividades (posters, workshops, reuniones) relativas a fuentes alternativas y renovables de energía: hidrógeno, biocombustibles, eólica y solar, geotermal, hídrica, y secuestro de carbono y cambio climático. Y todo lo relativo a management, governance y regulación económica de la actividad. Más allá de las presentaciones formales de innumerables expositores, vale la pena destacar que el Congreso estuvo signado por novedades, hechos y movimientos de la industria que tuvieron en este encuentro, su caja de resonancia. Asimismo, muchas de estas cuestiones seguramente marcarán la agenda internacional de este año que comienza: Los renovados bríos de las exploraciones offshore en el Mar del Norte, sobre todo de Dinamarca y Noruega; nuevos proyectos y remozadas iniciativas de Pemex y Petrobras en aguas profundas; nuevos descubrimientos en Mozambique; discusiones por exploraciones en el Ártico; la explotación de “tar sands” en Canadá -por el costo energético, contaminación

1 al 15 de Febrero | 2012

“

creo que una ventana de oportunidad como la que gozó Bolivia en atracción de inversiones en exploración y desarrollo a fines del siglo XX será difícil abrir de nuevo en el corto plazo

“

Darío Arias, Senior Legal Counsel en Qatar Petroleum

petróleo & gas

YPFB envió un representante al WPC para explorar las formas en que otros países o empresas públicas hidrocarburíferas se publicitan y buscan socios para desarrollar sus reservas... Efectivamente, entiendo que YPFB hizo el esfuerzo de enviar un representante al WPC (aunque por la cantidad de asistentes no tuve la suerte de encontrarlo).Merece destacarse la intención de la presencia boliviana en tan importante evento (donde los delegados del Cono Sur fueron escasos), aunque objetivamente sea insuficiente para volver a poner a Bolivia en la agenda de nuevos potenciales inversores. Otros países de la región (como Colombia y Trinidad y Tobago) y otras latitudes (de Asia Central, África, y Asia) disputaron el protagonismo en la Exposición paralela al congreso, junto a operadoras de la talla de Exxon, Shell, Petrobras; empresas de servicios, algunas de las cuales han ganado relevancia en la era del gas no convencional e innumerables

Foto: http: //marhabaqatar

y disrupción del paisaje que implican-; las tensiones nucleares entre Irán y Occidente; los nuevos escenarios políticos de Egipto y Libia, (ambos importantes países productores de hidrocarburos); los nuevos proyectos de LNG en el Norte de Australia; las maratónicas negociaciones –que concluyeron el 10 de diciembre- sobre los nuevos acuerdos de cambio climático en Durban (17ª Conferencia de las Partes del Convenio de Naciones Unidas sobre el cambio climático (COP17) y, al mismo tiempo, la 7ª reunión de las Partes en el Protocolo de Kioto (CMP7), que aprobó extender el mismo después del 2012 y fijar una hoja de ruta para un acuerdo global de reducción de gases de efecto invernadero); y el sombrío futuro económico europeo, entre salvatajes de países miembros y bajas de calificación de sus bancos (fuentes de financiamiento de proyectos hidrocarburíferos), entre muchos otros.

A la 20º cita mundial del petróleo asistieron más de 5.000 delegados de empresas del sector y ministros de energía e hidrocarburos de todo el mundo (alrededor de 50).

empresas de servicios que sería largo citar en esta nota. En su opinión, ¿Qué debería hacer Bolivia para retomar el liderazgo regional como país gasífero? ¿Es ello posible? Sinceramente creo que una ventana de oportunidad como la que gozó Bolivia en materia de atracción de inversiones en exploración y desarrollo a fines del siglo XX va a ser difícil abrir de nuevo en el corto plazo. La atención de los “grandes jugadores” o hasta de los medianos, se está dirigiendo hacia otras regiones más proclives hacia la llegada de nuevos actores. Perú, por citar

un ejemplo próximo, se publicita como “un país con estabilidad contractual, potencial hidrocarburífero, modelo flexible de contratos y disponibilidad de información técnica, sin costos” (periódico Upstream, diciembre 2011). A ello le podemos agregar también el direccionamiento de inversiones (como decíamos más arriba) hacia países poseedores de gran potencial en reservas de gas no convencional (incluyendo Estados Unidos, país en el que esta fuente ya aporta el 30% de la oferta). En general, posicionar un país o región como target de inversiones no es una tarea sencilla: hay varias herramientas que

pueden ser usadas conjuntamente como “road-shows”, publicaciones comerciales y de fondo, presencia en diferentes círculos de la industria, etc. Requiere –además de condiciones macroeconómicas y sociopolíticas propicias- grandes y sostenidos esfuerzos de exposición pública; contar con información actualizada de muy buena calidad; comunicadores de alto perfil, familiarizados con los foros internacionales, y asesoramiento especializado para lograrlo. Sinceramente, espero que Bolivia pueda lograrlo. ▲ *http://ar.linkedin.com/in/darioarias

1 al 15 de Febrero | 2012

petróleo & gas

“

este año la inversión comprometida por YPFB es tres veces más que la proyectada por operadores privados, lo que significa que el mayor riesgo será asumido por el Estado

“

Hugo del Granado, analista hidrocarburífero

observaciones a anuncios de producción de gas e inversión anunciados por YPFB para 2012

Analistas dudan que se logre meta de producción de 52 MMmcd de gas Expertos coinciden en que habrá un incremento adicional de 6 MMmcd de gas, aunque su envío dependerá del funcionamiento de los sistemas de transporte de líquidos. Identifican baja inversión para el incremento de producción del fluido. EVOLUCIóN DE LA PRODUCCIóN DE HIDROCARBUROS 2001-2011 2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

19.60 24.40 28.01 34.76 40.24 40.24 41.75 42.12 36.76 37.794 36.289 39.547 46.571 50.046 48.557 49.318 41.151 41.048 16.564 15.603 13.748 12.810 12.024 10.205 8.267 7.993 5.626 19.230 20.685 25.799 33.760 38.021 38.557 40.977 38.810 35.117

2010

2011

2012

41.72 45.06 42.911 44.435 4.698 4.769 38.129 39.667

51.94 53.612 s.d. s.d.

PRODUCCIÓN DE HIDROCABUROS

51 49 45 43 41

MBbl/día

39 37

0 2001

2002

2003

2004

2005

GAS NATURAL

Fotos: Archivo Reporte Energía

nalistas consultados por Reporte Energía confirmaron que existirá un incremento adicional de 6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en la producción de gas, pero que no se alcanzará los 52 MMmcd que proyecta YPFB Corporación para 2012. De esta manera se aseguraría solo el compromiso con Argentina dependiendo que se mantengan los envíos reducidos de gas a Brasil. De acuerdo con el análisis de Yacimientos, la proyección para el 2012 está basada en los 45,06 MMmcd producidos el 2011 más los 6 MMmcd provenientes del campo Margarita volúmenes con los que se llegaría a los 51.94 MMmcd en los meses de febrero a abril. Sin embargo, Carlos Miranda, ex superintendente de Hidrocarburos, observa que “cuando se habla de cifras de producción de gas, la información de YPFB es muy confusa y a veces contradictoria”. La estatal petrolera dio a conocer que el promedio de producción de gas el año pasado fue de 45.06 MMmcd; sin embargo llama la atención que en diciembre se registró 40.6 y en los primeros 15 días de Enero 37.42 MMmcd, de acuerdo a datos de YPFB Transporte, cuestionó el experto. “Lo cierto parece ser que podría haber una producción adicional de 6 MMmcd de gas proveniente de Margarita, a partir del mes de abril”, acotó. En coincidencia con Miranda, el analista hidrocarburífero, Hugo del Granado, sugirió a YPFB un análisis de la meta planteada para el 2012 de alcanzar 51,94 MMmcd, porque no es lo mismo aumentar la producción de un año para el otro en 10 MMmcd que en solo 6 MMmcd. Sin embargo para el ex coordinador de hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Mauricio Medinaceli, la meta proyectada por la estatal pe-

PRODUCTO Producción Bruta Gas Natural (MMmcd) Producción de Líquidos (Bpd) Petróleo (Bpd) Condensado y Gasolina Nat. (Bpd)

MMm3/día

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

trolera “es un objetivo altamente desafiante, dado que significaría uno de los incrementos más importantes de los últimos años, no por el incremento en si de la producción, sino porque existe mercado para este gas”, enfatizó. Según el análisis de Miranda, el año pasado se anunciaron cifras similares que no se concretaron, aunque sí se cumplió con los contratos vigentes porque durante todo el 2011 y hasta la fecha Petrobras no solicitó más de 25 MMmcd. De esta manera se preve cumplir con los

“

Es un objetivo altamente desafiante, que significaría uno de los incrementos más importantes de los últimos años, no porque la producción aumente, sino porque existe mercado para este gas

“

2006

2007

2008

2009

2010

HIDROCARBUROS LíQUIDOS

Ojalá que los anuncios de mayores inversiones y mayor producción no signifique otro bombardeo de sumas millonarias ficticias a las que acostumbra el gobierno al inicio de cada gestión anual

“

compromisos de venta de gas por una buena parte del 2012, tal como sucedió el año anterior, por la compra reducida de Brasil. “O sea, la producción seguirá siendo la suma del consumo interno, lo que pide Brasil y lo que sobra para Argentina. Estamos como un cajero que hace cuadrar sus cifras tomando en cuenta los cheques en tránsito de ingreso y de salida”, ejemplificó. Los analistas consultados coincidieron en que el incremento en la producción de Margarita y la ampliación de la planta de San Alberto es factible, aunque se dependerá de

2011

35 Fuente: YPFB Andina

los sistemas de transporte de líquidos y de la inversión que se ejecute, puesto que los $us 953.9 millones fijados para este año son bajos en relación a la producción que se proyecta. Al respecto, el experto Hugo del Granado enfatizó que la inversión es otro de los aspectos que determinará el incremento de volúmenes de gas en el país. “La meta de producción planteada por YPFB está por debajo de la señalada en sus planes de inversión”, remarcó. El análisis de las inversiones en exploración durante los últimos 5 años, muestra que no se superó los $us 100 millones por año, cuya consecuencia fue la caída de las reservas, recordó. Por otro lado, advirtió que la proyección para este año es que la inversión estatal sea tres veces mayor que la privada, lo que significa que el mayor riesgo será asumido por el Estado. “Ojala que los anuncios de mayores inversiones y mayor producción no signifique otro bombardeo de sumas millonarias ficticias a las que acostumbra el gobierno al inicio de cada gestión anual”, apuntó. ▲

“

La producción seguirá siendo la suma del consumo interno, lo que pide Brasil y lo que sobra para Argentina. EStamos como un cajero que hace cuadrar sus cifras con los cheques de ingreso y de salida

“

1 al 15 de Febrero | 2012

“

se prioriza inversiones en el upstream (exploración y explotación) con 57.8% de un monto total de $us 2.050 mM que se destinarán en toda la cadena de producción

“

Carlos Villegas, presidente a.i.de YPFB Corporación

petróleo & gas

COMPROMISO DE YPFB Y PETROLERAS PRIVADAS

SE INVERTIRÁ EN 2012 $US 1.187 MM en exploración y explotación Este año se perforarán 14 pozos exploratorios, de los cuales 10 serán concluidos y se iniciarán otros 4 pozos, en función de la programación de actividades definidas por la estatal petrolera, de acuerdo al plan anunciado por Yacimientos. Programación de inversiones por actvidad - 2012 (En millones de dólares)

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

PFB Corporación y las compañías petroleras que operan en Bolivia, invertirán este año en exploración y desarrollo $us 1.187 millones, informó el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, mediante su agencia de noticias. “En exploración, YPFB Casa Matriz, las empresas subsidiarias de YPFB Corporación y las compañías privadas en el marco de los contratos de operación, invertirán un monto inicial de $us 232,6 millones que se incrementarán en el transcurso del año con la incorporación de nuevos contratos de servicios petroleros. En explotación, que se traduce básicamente aumento de producción, se programó una inversión récord de $us 953,9 millones”, detalló. El programa de inversiones de YPFB Corporación prioriza las inversiones en el upstream (exploración y explotación) de hidrocarburos con una participación de 57.8% de un monto total de $us 2.050 millones que este año se invertirán en el país para sustentar el desarrollo de toda la cadena de producción. La inversión inicial en tareas de exploración alcanzará este año a $us 282,6, de los cuales $us 180,2 millones están a cargo de YPFB Casa Matriz y su empresas subsidiarias YPFB Chaco, YPFB Andina y otros $us 52.3 millones a cargo de las empresas operadoras a través de los contratos de servicios petroleros. Este año se perforarán 14 pozos exploratorios de los cuales 10 serán concluidos y se iniciarán otros cuatro pozos, en función de la programación de actividades definida por la estatal petrolera. Asimismo, se efectuará la adquisición sísmica 2D y 3D de cinco áreas, el estudio de Geología de Superficie de 10 áreas y el

ACTIVIDAD

YPFB CASA

EMPRESAS

TOTAL YPFB

Contratos

MATRIZ

SUBSIDIARIAS

CORPORACIÓN

Operación

Exploración 11.1 169.1 Explotación 270.8 Almacenaje 1.2 Transporte 187.1 Refinación 59.4 Plantas Separac. 465.7 Industrialización 7.4 Redes 111.5 Comercialización 21.7 Inv. Menores 9.6 0.0 TOTAL 627.0 687.6 Porcentajes 30.6% 33.5%

180.2 52.3 27.8 683.1 1.2 187.1 59.4 465.7 7.4 111.5 21.7 9.6 1,314.6 735.5 64.1% 35.9%

TOTAL

232.6 11.3% 953.9 46.5% 1.2 0.1% 187.1 9.1% 59.4 2.9% 465.7 22.7% 7.4 0.4% 111.5 5.4% 21.7 1.1% 9.6 0.5% 2,050.0 100.0% 100.0%

Nota: Los Contratos de Operación no incluyen las inversiones de YPFB Chaco y YPFB Andina

Evolución inversiones del sector (en millones de dólares)

* Valor Programado

inicio del proyecto de Itaguazurenda por YPFB Casa Matriz. También se asignó 14 áreas en forma directa a empresas a subsidiarias de YPFB Corporación con las cuales se intensifica la actividad de prospección. Por otro lado, YPFB estableció la pasada gestión 12 convenios de estudio con las empresas como YPF Argentina, Petrobras,

Fuente: YPFB Andina

Petrovietnam, Pluspetrol que derivarán en el primer trimestre de la presente gestión en la suscripción de nuevos contratos y trabajo exploratorio en nuevas áreas. La inversión en desarrollo de campos programada para 2012 asciende a $us 953,9 millones y representa el 46.5% de la programación en todo el sector hidrocar-

buros, el mayor monto destinado hasta el presente en el sector. “Vamos a perforar 36 pozos, de los cuales 23 serán de desarrollo a concluir en la gestión, o sea, de aumento de producción, vamos a empezar nueve, además de cuatro pozos inyectores que apoyan la producción”, acotó Villegas. También se realizará la intervención de 11 pozos en nueve campos de producción y cuatro construcciones e instalaciones de facilidades de proceso en tres plantas de proceso de gas natural. En la presente gestión, YPFB Corporación (Casa Matriz y subsidiarias) y las empresas operadoras invertirán un monto récord de $us 2.050 millones, de los cuales el 64% será financiado con recursos propios de la estatal petrolera. “El 2012 tenemos un presupuesto de inversiones que asciende a 2.050 millones, de los cuales YPFB va invertir el 64%, porcentaje que desvirtúa los comentarios de analistas que señalan que nosotros estamos sujetos a las inversiones privadas extranjeras. El 64%, resultado de la Nacionalización, será invertido por YPFB y las empresas privadas van a invertir el 36%”, ponderó Villegas. Las inversiones programadas a cargo de YPFB Corporación, sus empresas subsidiarias y las empresas operadoras están orientadas a la ejecución de proyectos de desarrollo en las actividades de exploración, explotación, transporte, refinación, almacenaje y plantas de separación. El máximo ejecutivo de Yacimientos precisó que en 2011, en el sector de hidrocarburos se ejecutó una inversión de $us 1.254 millones, de los cuales el 60% fueron financiados por el Estado. “Es un récord en la historia de los hidrocarburos en Bolivia porque terminamos el 2011 con una inversión importante en todo el sector”, recalcó. ▲

1 al 15 de Febrero | 2012

“

Este es uno de los mayores retos técnicos del siglo XXI, una auténtica aventura tecnológica, puesto que la perforación al pie del monte andino es complicada

“

José Ignacio Sanz, gerente general de Total E&P Bolivia Fotos: Edén García S./ Reporte Energía

petróleo & gas

Para la perforación de Incahuasi X2 se usará el taladro DLS 134 de 3000 HP de Archer DLS Corporation Sucursal Bolivia.

se aplicará tecnología de punta y conocimientos avanzados

perforación de incahuasi 2 represen Se prevé alcanzar los 6.450 metros de profundidad hasta llegar a la formación Huamampampa y Santa Rosa en un tiempo de 14 meses con una inversión que puede ascender a los $us 80 millones. Destacan buena relación con indígenas. INCAHUASI: edén garcía s. ENVIADO ESPECIAL

a petrolera francesa Total E&P Bolivia y su socia Tecpetrol iniciaron la perforación del pozo Incahuasi 2 (ICS-2) con el objetivo de determinar la magnitud del reservorio del bloque Ipati y los recursos que contienen. De acuerdo a José Ignacio Saenz, gerente general de Total E&P Bolivia, este pozo, ubicado al norte del bloque Aquio donde

hace nueve meses se logró un descubrimiento importante que adiciona aproximadamente 3 trillones de pies cúbicos de gas (TCF por sus siglas en inglés), significará uno de los mayores desafíos técnicos que esta compañía debe afrontar para alcanzar los 6.450 metros de profundidad hasta llegar a la formación Huamampampa y Santa Rosa. “Este es uno de los mayores retos técnicos del siglo XXI, una auténtica aventura tecnológica, puesto que la perforación al pie de monte andino es complicada. Muchas veces encontramos estratos que no

son los que esperábamos”, manifestó Saenz, para luego indicar que utilizarán la tecnología más avanzada para desarrollar con éxito este proyecto. Señaló que antes de iniciar la perforación se preparó el terreno utilizando 700 mil horas/hombre trabajadas para instalar el aparato de perforación sin ningún accidente. Además, indicó que se utilizará un lodo con base aceite no tóxico para la perforación que no contiene hidrocarburos aromáticos, es biodegradable y evita el uso de lodo con

base diésel que puede afectar la salud y el medio ambiente. Según Mario Salazar, vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB Corporación, el pozo Incahuasi 2 será perforado con la mejor tecnología disponible al momento para afrontar el reto técnico que supone este trabajo, puesto que normalmente la mayor parte de los yacimientos encontrados están ubicados entre 4.000 y 5.000 metros aproximadamente. “Entonces comprenderán la importancia y la problemática con la que podemos

1 al 15 de Febrero | 2012

“

Queremos mostrarles al mundo que Bolivia tiene facilidades y es económicamente viable para quienes quieren invertir en nuestro sector hidrocarburífero

Edwin Aldunate, gerente nacional de Administración y Finanzas de YPFB

“

pETRÓLEO & GAS

YPFB Y SOCIAS INVERTIRÁN MÁS DE $US 11 MIL MILLONES Edwin Aldunate, gerente nacional de Administración y Finanzas de YPFB, anunció que para el periodo 2012-2016 la Corporación estatal y las operadoras privadas invertirán un total de $us 11.825 millones en todas las actividades del sector petrolero. Aseguró que la empresa estatal invertirá $us 9.708 millones y el resto las empresas privadas. “Queremos mostrarles al mundo que Bolivia tiene facilidades y es económicamente viable para quienes quieren invertir en nuestro sector”, manifestó el ejecutivo.

De acuerdo a proyecciones y a la coyuntura actual de precios indicó que por cada TCF producido el país recibe 5 mil millones de dólares para garantizar la política social del gobierno y los recursos para las comunidades. Asimismo, Mario Salazar, vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB, señaló que la producción de hidrocarburos en el país a partir del descubrimiento de reservas significa ingresos para el país que se traducen en el bienestar de la población, en el acceso a la salud y educación, además del beneficio a las regiones productoras.

Se empezará la perforación con un trépano de 36 pulgadas de diámetro y concluirá con uno de 6 pulgadas.

Campo incahuasi 2004. Se descubrió el campo Incahuasi con el pozo Incahuasi X-1 en el bloque Ipati, alcanzando una profundidad final de 5.600 metros. 2006. Total E&P Bolivia y su socio Tecpetrol firmaron los Contratos de Operación de los Bloques Aquio e Ipati. 2007. Los Bloques Aquio e Ipati fueron protagonistas de la primera Consulta y Participación en la historia de Bolivia para la campaña de adquisición sísmica 3D. 2008. Se realizó una campaña de adquisi-

ción sísmica 3D de 400 km2 para conocer de la mejor manera posible la estructura de Incahuasi y Aquio. 2011. En el campo Aquio con el pozo Aquio X-1001 y se probó la presencia de gas en este bloque. Alcanzó una profundidad final de 5.410 metros, en una perforación técnicamente compleja. 2012. La perforación del pozo Incahuasi 2 que tiene el objetivo de confirmar en el bloque Ipati la magnitud del reservorio y su contenido. El alcalde de Lagunillas (centro) inaugura la plaqueta para la perforación del Incahuasi 2 junto a ejecutivos de Total y YPFB.

ntará un reto técnico para total enfrentarnos a la hora de encarar la perforación sobre todo cuando nos encontremos por debajo de los 4.000 metros”, puntualizó. Asimismo señaló que pese a la gran expectativa que existe con este pozo, todavía se debe delimitar el área para conocer la magnitud y la cantidad de recursos existentes y que con la tecnología de Total esperan que en un año se tenga información que verifique la existencia y volumen de hidrocarburos gaseosos. En cuanto a las relaciones entre Total E&P Bolivia y el Estado boliviano, el vicepresidente de exploración y producción y también director de las Américas de esta compañía, Ladislas Paszkiewicz, destacó que desde hace muchos años la empresa francesa de-

cidió acompañar el desarrollo del país y que fruto de ello fue el descubrimiento del Incahuasi X1 además de ser la primera compañía en firmar los nuevos contratos de operación en el año 2006. Resaltó también que el compromiso de Total con Bolivia se basa en una relación de lealtad y respeto para el desarrollo de la actividad petrolera que permita, a pesar de los riesgos, el descubrimiento y la puesta en valor de los recursos del país. “Deseamos que esta relación sea de socios lo que supone una relación equilibrada que redunde en beneficios de las dos partes y para ello se debe desarrollar estas actividades en un marco estable con unas reglas conocidas y establecidas para las grandes

inversiones de exploración y desarrollo”, dijo el representante de Total al momento de remarcar que las relaciones con el país son sólidas y que gracias a ello se ejecutan todos los trabajos en el campo Incahuasi. Por otro lado, en cuanto a la relación de Total con los grupos indígenas guaraníes que viven en la zona, Sanz señaló que este proyecto fue el primero en incluir el proceso de consulta y participación que dio como resultado un buen entendimiento y un beneficio mutuo de las dos partes y que este ejemplo puede servir como referencia para otros emprendimientos similares en el país. El pozo Incahuasi 2 está ubicado en la serranía del mismo nombre dentro de la TCO Alto Parapetí, municipio de Lagunillas,

provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. Las obras civiles fueron realizadas por la empresa Serpetbol SA. Para la perforación se usará el taladro DLS 134 de 3000 HP de Archer DLS Corporation Sucursal Bolivia y los trabajos concluirán en 14 meses. Hasta la fecha en todo el proyecto Incahuasi, Total realizó una inversión de $us 200 millones aproximadamente, mientras que solamente el pozo Incahuasi 2 tendrá un costo de $us 50 a 80 millones. Se empezará con un trépano de 36 pulgadas de diámetro y concluirá con uno de 6 pulgadas a para llegar a la profundidad de 6.450 metros. El inicio de producción está previsto para el primer trimestre del 2015. ▲

1 al 15 de Febrero | 2012

Petróleo & gas

“

La compañía realizó importantes inversiones que permitieron incorporar reservas, incrementar producción de gas y líquidos, y obtener utilidades que fueron reinvertidas

“

Jorge Ortiz Paucara, presidente de YPFB Andina SA

san alberto y san antonio seguirán aportando con 50% de la producción hidrocarburífera

YPFB Andina invertirá $us 188 MM en 2012 Foto: Archivo Reporte Energía

En la gestión fiscal a marzo de 2011 se ejecutó una inversión que duplicó la realizada en la gestión 2010 que fue de $us 86 millones marcando un punto de inflexión hacia el incremento, puesto que en la gestión 2009 se invirtió $us 21 millones. TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

l directorio de YPFB Andina SA aprobó la inversión de $us 188 millones en el 2012, con lo que se aumenta el presupuesto para Áreas Operadas, informó su presidente, Jorge Ortiz Paucara en una entrevista publicada por su revista institucional. Aunque no dio detalles de la inversión por campos, el máximo ejecutivo de la sociedad sostuvo que “la exploración a objeto de incorporar reservas a favor de YPFB y del Estado boliviano debe ser una prioridad de la compañía, debiendo para ello asumir estas decisiones tanto en áreas bajo contrato como en nuevas con este potencial...YPFB Andina es y será un actor fundamental en los dos grandes componentes del Plan de Exploración al 2020”. Asimismo recalcó que se enfatizará el cumplimiento de los planes de desarrollo en el marco de los Contratos de Operación, así como de los Acuerdos de Entrega de hidrocarburos suscritos con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), los que marcarán el ritmo de las inversiones y la gestión de desarrollo y producción en áreas operadas y no operadas. De acuerdo a Ortiz, en la gestión fiscal a marzo de 2011 se ejecutó una inversión que duplicó la realizada en la gestión 2010, que fue de $us 86 millones marcando un punto de inflexión hacia el incremento, puesto que en la gestión 2009 se invirtió $us 21 millones. “La compañía realizó importantes inversiones que han permitido incorporar reservas, incrementar producción de gas y líquidos, y obtener utilidades que fueron reinvertidas y también distribuidas a sus accionistas en calidad de dividendos”, manifestó. En cuanto a la gestión de los megacampos San Alberto y San Antonio, el titular de YPFB Andina explicó que a mediano plazo se mantendrá su contribución en más del 50% a la producción nacional de hidrocarburos, con el aporte en la generación de estudios y recomendaciones que por su consistencia técnica fueron aprobados y aplicados por el operador y los socios en el bloque. En este sentido, dijo que mantendrán y profundizarán el aporte técnico de YPFB Andina en la parte operativa de San Alberto y San Antonio para asumir un rol más protagónico en la gestión integral de los mismos. La compañía informó que el 2010 se

El proyecto Sararenda es uno de los principales prospectos de exploración que ejecuta YPFB Andina y que espera concluirse este año.

ajustes para mejorar la gestión “Vengo a trabajar por una mejor gestión de YPFB Andina en sus diferentes ámbitos, para generar mayor presencia en la exploración y producción de hidrocarburos”, afirmó Jorge Ortiz Paucara, nombrado el año pasado como presidente de la compañía. Añadió que con los reajustes en la estructura ejecutiva se busca una mejor gestión de YPFB Andina en sus diferentes ámbitos, con un trabajo eficiente para la obtención de utilidades y distribución de dividendos a favor de sus accionistas, materialización

observó un incremento de la producción, manteniéndose esta tendencia en la presente gestión, pero con una curva menos oscilante y dando muestras de que el impulso a planes de reposición y reemplazo en los Campos Operados y No Operados. Según YPFB Andina el 2010 se observó un incremento de la producción, manteniéndose esta tendencia en 2011, pero con una curva menos oscilante y dando muestras de que el impulso a los planes de reposición y reemplazo en los Campos Operados y No Operados comenzó a tener resultados más sostenibles. En esa línea, se indicó que la producción de gas natural llegó a 137,4 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) a septiembre del 2011, mientras que en líquidos se alcanzaron 3.020 barriles de condensado, en el mismo periodo. En cifras porcentuales, con

de proyectos en función de la programación aprobada en el nivel ejecutivo y directivo de la empresa y un trabajo con compromiso para lograr que esta empresa tenga mayor presencia en la exploración y producción de hidrocarburos. En relación al accionista mayoritario YPFB, “la compañía debe ser la expresión material de la mejor inversión del Estado y un buen ejemplo de su apuesta por la recuperación de la vocación productiva del sector público”, expresó.

respecto a enero de 2011, hubo un incremento del 23% en la producción de gas natural y del 20% en hidrocarburos líquidos en los Campos Operados. En los activos No Operados también se logró aumentar la producción a niveles estimables, como resultado del plan de desarrollo aplicado en los Megacampos San Alberto (SAL) y San Antonio (SAN), permitiendo incorporar importantes volúmenes de hidrocarburos. YPFB Andina junto a sus socios, Petrobras y Total E&P Bolivie, dieron un real impulso a los proyectos de desarrollo de ambos bloques reasignando mayores recursos financieros para incorporar mayor cantidad de reservas, informó la empresa. En 2011 en las Áreas No Operadas, tomando en cuenta el 50% de participación que corresponde a YPFB Andina, a septiem-

bre se obtuvo una producción de gas natural de 478 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) y 13.084 barriles por día (BPD) en hidrocarburos líquidos. La producción del 2011 comparada con enero del mismo periodo alcanzó un incremento del 19,5% en gas natural y del 22,7% en hidrocarburos líquidos. “La gestión operativa de la compañía ha tenido un año positivo. Con el plan de desarrollo que nos queda por ejecutar, esperamos – hasta diciembre (de 2011)– aumentar a 144 MMpcsd la producción de gas natural en Áreas Operadas, con lo que alcanzaríamos un 27% de incremento que permitiría cumplir los Acuerdos de Entrega de Hidrocarburos (AEH), que fue una de nuestras metas contempladas para esta gestión”, precisó Luis Vaca, gerente de Operaciones de la compañía. ▲

1 al 15 de Febrero | 2012

“

Queremos dar a YPFB y al Gobierno la certeza, que en este momento aparece como una duda, de que sí vamos a invertir y de que estamos dispuestos a hacer un contrato

“

Foto: Archivo Reporte Energía

Jaime Valencia, gerente general de Asuntos Corporativos de Jindal Steel Bolivia

Existe incertidumbre acerca del tiempo en el que se firmará el contrato para la construcción del gasoducto para el Mutún.

según jindal steel Bolivia

‘Falta de confianza traba el desarrollo del Mutún’ Para, Jaime Valencia, ejecutivo de la empresa india, “se ha creado un falso debate en torno al suministro de gas”. Asegura que invertirán los $us 600 millones comprometidos hasta abril. TEXTO: e. garcía / L. vargas

na de las mayores dificultades que impide el desarrollo del contrato de riesgo compartido para explotación de hierro en el cerro Mutún es la falta de confianza del Gobierno para realizar las inversiones pertinentes que permitan la construcción del gasoducto hasta Puerto Suárez, afirmó Jaime Valencia, gerente general de Asuntos Corporativos de Jindal Steel Bolivia. “Hemos llegado a una situación en la que el Gobierno nos dice: les doy gas si ustedes me muestran que han invertido y nuestros inversionistas con mucha razón nos responden cómo podemos invertir $us 2.100 millones si no hay gas”, manifestó el ejecutivo a Reporte Energía.

Indicó que alcanzar un acuerdo entre su compañía y el Gobierno es posible porque tienen la predisposición de hacerlo, pero que esperan tener “luz verde” del Gobierno para seguir con el proyecto. Además, señaló que han surgido falsas preocupaciones en torno al suministro de gas y aseguró que el contrato en su cláusula

take or pay establece que Jindal debe pagar por el volumen que pide sin importar si llega a consumirlo o no y que el requerimiento y los plazos establecidos son de conocimiento del Gobierno. En cuanto al precio del gas para el proyecto, Valencia argumentó que el contrato también establece el monto que debe pagar Jindal y se deduce de una fórmula de exportación a la Argentina. “Por lo tanto los precios serán muy cercanos a los que pagan Brasil y Argentina y

las empresas petroleras que participen de este contrato no tendrán dificultades”, puntualizó. Más allá de estas cuestiones, Valencia ve que lo único que devela esta situación es la incertidumbre si Bolivia tiene realmente gas para afrontar este proyecto, puesto que de lo contrario, la solución podría pasar por reducir la oferta a Brasil y Argentina al mínimo de lo que se establece como obligación en cada contrato y así tener excedentes destinados al Mutún. De la misma manera indicó que la Jindal podría recibir menos volúmenes de gas de lo requerido, aunque mermaría el alcance y el tamaño del proyecto. “Queremos dar a YPFB y al Gobierno la certeza, que aparece en este momento como una duda, de que sí vamos a invertir y de que estamos dispuestos a hacer un

minería OPINIón José Padilla Analista minero

“la esm fracasó en su labor de fiscalización” El tema radica en que el contrato tiene muchas cláusulas que se han incumplido de ambas partes, pero la mayor parte corresponde al Estado que no cumplió con el aumento de la tierra, el gas, la logística y, por otro lado, Jindal no ha presentado a tiempo su requerimiento como correspondía hacerlo. Debe haber sinceridad de parte del Estado y Jindal para hacer las cosas que están incluidas dentro del contrato. Además, en cada periodo se debe hacer una auditoría para ver cuál es la planilla de los gastos que ha hecho la empresa para hacer una evaluación y si se ha incumplido con los compromisos está la boleta para ejecutarla. Creo que ese es un tema en el cual falla la Empresa Siderúrgica Mutún (ESM) porque no tiene estructura, puesto que si bien tenemos un presidente, no existe una organización como empresa que fiscalice todo el andamiaje que tiene Jindal y ahí se falla como Estado. La ESM es un fracaso porque no ha hecho lo que dice la ley 3790 que es fiscalizar el contrato de riesgo compartido que tenemos con Jindal. contrato, pese a que se suspendió unilateralmente la negociación en septiembre del 2011 cuando ya teníamos un avance”, añadió el ejecutivo. Del mismo modo informó que la empresa india cumplirá su meta inversión de $us 600 millones hasta abril próximo y que hasta enero ya se invirtió la mitad para la compra de una planta de reducción y otra de peletización. Por su parte, Fernando Vincenti, presidente de la subsidiaria YPFB Transporte, señaló que en una reunión realizada a mediados de enero en el Ministerio de Minería y Metalurgia, la Empresa Siderúrgica Mutún (ESM) explicó que no existe un planteamiento final de Jindal sobre los volúmenes y el cronograma de entrega de gas, información importante para realizar los estudios de ingeniería correspondientes. ▲

1 al 15 de Febrero | 2012

electricidad

“

Si la cre hiciera esta inversión las tarifas serían muy altas para los usuarios, entonces se decidió asumir los costos para que las comunidades cuenten con energía barata

“

Hugo Sosa, delegado de Energías, Minas e Hidrocarburos del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

Para la gestión 2012

Gobernación cruceña intensificará programa de electrificación rural Foto: Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

La Delegación de Energías, Minas e Hidrocarburos tiene un presupuesto de Bs 20 millones para inversión en distintos proyectos. En el área eléctrica se destaca la construcción de tendidos eléctricos en provincias y en comunidades indígenas. TEXTO: edén garcía s.

El programa de electrificación rural se efectúa en conjunto con la CRE quien se encarga de operar el sistema una vez realizado el tendido.

“

en el plan que ellos tienen Rositas se pondrá en funcionamiento el 2019, por lo que si no se empieza a construirse el 2013 no llegamos a tiempo, puesto que la los trabajos durarán más o menos 6 años

“

otros proyectos de gran envergadura como es el caso de la hidroeléctrica Rositas en la que se prevé invertir Bs 1.3 millones en estudios para esta gestión. Tomando en cuenta que la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) es la encargada de ejecutar el proyecto Rositas, el funcionario departamental afirmó que se coordinó constantemente con esta empresa estatal para que el megaemprendimiento hidroeléctrico se viabilice y entre en operación en el tiempo previsto. “Dentro del plan que ellos tienen, Rositas se pondrá en funcionamiento el 2019, por lo que si no se empieza a construirse el 2013 no llegaremos a tiempo, puesto que la construcción durará más o menos 6 años. En este sentido, tenemos todo este 2012 para definir la estrategia de licitación y de cómo podemos hacer para que este proyecto sea factible”, puntualizó. ▲

8 nuevos profesionales fiscalizarán en campos Para este año el Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz tiene previsto contratar ocho profesionales capacitados en las áreas de medio ambiente, minería y petróleo para coadyuvar en la tarea de fiscalización de los sectores extractivos, los mismos que se sumarán a los cuatro que actualmente desempeñan esta labor, informó Hugo Sosa. Del mismo modo indicó que crearán un nuevo plan denominado Cooperación

al Desarrollo Integral del Pantanal Boliviano que tiene la finalidad de promover proyectos eléctricos, energías alternativas, gas domiciliario y gas natural vehicular (GNV) en aquella región. Se pretende beneficiar a ocho localidades del área con un presupuesto inicial de cerca de un Bs 1 millón. Además se busca mejorar la fiscalización del proyecto Mutún, tomando en cuenta los altos ingresos por regalías que se esperan recibir. Foto: Archivo Reporte Energía

a electrificación rural continuará siendo en 2012 uno de los puntales de las políticas de desarrollo a fin de llegar a un 100% de cobertura de este servicio en la región, aseguró Hugo Sosa, delegado de Energías, Minas e Hidrocarburos del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz. Es así que ya fueron licitados a finales de diciembre del 2011 los proyectos de electrificación Surutú – San Carlos con una inversión de Bs 3.5 millones, Saavedra – Minero con 1.6 y Vallegrande – Masicurí con Bs 8.5 millones. Además, se anunció la conclusión para mediados de marzo la segunda fase del sistema Faja Norte de Yapacaní hasta Puerto Gretel y las 18 comunidades que se encuentran en la zona. Este es un proyecto que inició en febrero del año pasado con una inversión de Bs 13 millones. Por su parte los pueblos indígenas se beneficiarán de los tendidos eléctricos de Salvatierra – Guarayos con una inversión de Bs 1.2 millones, Puesto Paz con cerca de Bs 1 millón, Cururú – Guarayos con Bs 1.2 millones y la comunidad Chata con Bs 400 mil. La Gobernación de Santa Cruz también prevé ejecutar para este año el proyecto de electrificación de emergencia Cordillera que tiene como finalidad paliar los efectos de la sequía en la zona del chaco de este departamento, puesto que la energía sirve para activar los pozos de agua en la zona, además de promover el desarrollo productivo en las capitanías guaraníes. Se invertirá un total de Bs 21 millones, de los que la Gobernación cruceña aportará Bs 14 millones y el resto será financiado por el Fondo Nacional de Desarrollo Regional (FNDR). Estos proyectos se ejecutan conjuntamente con la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), entidad que se encarga de su operación. “Si la Cooperativa hiciera esta inversión las tarifas de electricidad serían muy altas para los usuarios, haciéndolo poco factible, por lo que la Gobernación decidió asumir los costos para que las comunidades puedan tener energía barata” añadió. Por otro lado, Sosa señaló que continuarán gestionando la concreción de

Un total de 12 profesionales fiscalizarán los distintos campos hidrocarburíferos y mineros.

1 al 15 de Febrero | 2012

“

Las empresas contratadas (Sulzer y Turbocare) están trabajando las 24 horas del día, de lunes a Domingo, pero no es lo mismo instalar turbinas de ciclo simple que a vapor

Eduardo Paz Castro, gerente general de la Empresa Eléctrica Guaracachi

“

electricidad

en la gestión 2011 se obtuvo niveles superiores de venta en 17% a los registrados en 2010

egsa obtuvo $us 10 MM en utilidades; siguen pruebas del ciclo combinado Respecto a la dilatación en el tiempo de pruebas del Ciclo Combinado de Guaracachi SA, su gerente general Eduardo Paz, dijo que esta demora es propia de este tipo de sistema, puesto que se deben corregir todas las fallas que surjan del proceso. TEXTO: Franco García S.

a empresa Eléctrica Guaracachi (EGSA) obtuvo utilidades cercanas a los $us 10 millones en la gestión 2011 y niveles superiores de venta en 17% a los registrados en 2010, informó el gerente general de la Empresa Eléctrica Guaracachi (EGSA), Eduardo Paz Castro. En cuanto a la deuda financiera de la compañía, Paz indicó que esta no sufrió un incremento importante y que se continuó con el pago a los financiadores y acreedores. La reparación de la termoeléctrica de EGSA con Ciclo Combinado, la conclusión del proyecto de generación en San Matías y el cumplimiento de las obligaciones finan-

cieras son las principales actividades realizadas el año pasado, resumió. “Gracias al fuerte incremento de disponibilidad a partir del mes de mayo de Guaracachi, los grandes esfuerzos del personal en el área de mantenimiento, nos ha permitido mejorar los ingresos y ventas y obviamente los resultados financieros de la empresa”, destacó el máximo ejecutivo de EGSA. Consultado acerca del plan de salvataje dispuesto por el Estado boliviano para Guaracachi SA, Paz explicó que su implementación permitió resolver la iliquidez de la empresa e iniciar la reparación del proyecto de Ciclo Combinado. Respecto a la situación actual del proyecto Ciclo Combinado, se informó que se encuentra en la fase de puesta en marcha con las correspondientes pruebas a cargo de

las empresas Sulzer y Turbocare, contratadas para tal efecto. Respecto a la dilatación en el tiempo de pruebas del Ciclo Combinado, Paz dijo que es propio de este tipo de sistema, puesto que se deben corregir todas las fallas que surjan de este proceso. “Las empresas están trabajando las 24 horas del día de lunes a domingo, pero no es lo mismo instalar turbinas de ciclo simple que a vapor”, enfatizó. Para el 2012 la administración de EGSA tiene como objetivo principal mejorar y aumentar aún más la capacidad de generación para garantizar el suministro eléctrico a la población, concluir los nuevos proyectos encargados a esta empresa y maximizar la rentabilidad de la empresa Por otro lado el presidente de la Boli-

viana Ciacruz SA, Gonzalo Bedoya, entregó al gerente general de la Empresa Eléctrica Guaracachi SA, Eduardo Paz, la carta de reconocimiento de gastos por la reparación del siniestro del proyecto Ciclo Combinado, acontecido en la gestión pasada. Esta respuesta surge luego de que se concluyó las investigaciones realizadas por la compañía y cuyo informe final estableció que el reclamo realizado por la nacionalizada Guaracachi es procedente. La empresa aseguradora ahora cubrirá la reparación del daño fortuito del Ciclo Combinado, el cual incluye el pago de los repuestos, transporte, las empresas contratistas, especialistas técnicos, y se debe resaltar la retribución del lucro cesante, entre otros gastos asociado, informó ENDE Corporación. ▲

1 al 15 de Febrero | 2012

pETRÓLEO & GAS

“

el ministerio tiene que optimizar y dinamizar el trabajo entre YPFB y la ANH para garantizar el correcto abastecimiento de la creciente demanda interna y externA

“

Bernardo Prado, director de HidrocarburosBolivia.com

Los subsidios otro tema en la agenda del nuevo MINISTRO DE HIDROCARBUROS y Energía

ley del gas, principal reto para sosa Foto: Abi

Analistas coinciden en señalar que la definición de una Ley de Hidrocarburos dará el marco para una nueva política energética consecuente y a largo plazo para el sector. Adicionalmente debe concluirse la elaboración de la Ley de Electricidad. TEXTO: lIZZETT VARGAS O.

La ampliación de Gasoducto Villa Montes Tarija (GVT) se encuentra paralizada por falta de acuerdo entre YPFB Transporte y la Asamblea del Pueblo Guaraní Itika Guasu (APG IG), quienes demandan el pago de $us 20 millones por concepto de derecho de servidumbre antes de iniciar la Consulta de Participación. A efectos de analizar el caso de la APG IG y su supuesta pretensión de cobro por derecho de servidumbre, el socio director de Wayar & Von Borries, Iver Von Borries, consideró que se deben respetar los derechos indígenas pero sin trabar los proyectos hidrocarburíferos que benefician al conjunto de los bolivianos. Señaló que de acuerdo al marco legal, las actividades hidrocarburíferas en Bolivia se encuentran constitucionalmente tuteladas, son consideradas parte importante de la política económica boliviana y por ende gozan de carácter de utilidad pública y necesidad nacional. Por otro lado, a su criterio los pueblos indígenas y originarios tomaron un singular protagonismo, según los derechos conferidos en el Decreto Supremo No. 29033.

Entrega de despacho del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), a Juan José Hernando Sosa (derecha).

De la misma manera, Bernardo Prado director de HidrocarburosBolivia.com, señaló que desde todo punto de vista, el

desafío más importante del entrante ministro consiste en coordinar, consolidar y proponer a las instancias correspondien-

gvt: “respetar derechos indígenas, sin trabar proyectos” Para el experto, los derechos de los pueblos indígenas y originarios se deben respetar, lo que incluye pagar compensaciones. Sin embargo, señala que el exceso de estas demandas no deben convertirse en trabas para el beneficio del conjunto de los bolivianos, puesto que se trata de bienes jurídicos mayores que los derechos individuales. Al respecto Fernando Vincenti, presidente de YPFB Transporte, dijo que espera un acuerdo de parte de la APG IG para obtener la licencia ambiental. “No importa si se da al filo de la hora, a fin de evitar que se produzca un racionamiento energético en Tarija”, señaló. Este medio intentó obtener la versión de los representantes de la APG IG pero no contestaron a las consultas periodísticas formuladas hasta el cierre de esta edición. (LVO)

Foto: Archivo Reporte Energía

uan José Sosa, ex vicepresidente de fiscalización y contratos de YPFB y nuevo ministro de Hidrocarburos y Energía, asumió el cargo con diferentes desafíos, entre ellos, la definición de la ‘Ley del gas’ para elaborar una nueva política energética, según analistas consultados por este medio de comunicación. Para Boris Gómez, consultor energético, Sosa tiene dos tareas fundamentales: Primero la elaboración y redacción de la nueva Ley de Hidrocarburos que dará el marco general de la actividad en upstream, downstream e industrialización. Adicionalmente tiene la misión de estructurar los proyectos de Ley de electricidad, biocombustibles y nuevas energías para modernizar legislativamente al país en su principal actividad.

tes una nueva Ley de Hidrocarburos para su promulgación a la brevedad posible. Paralelamente sugierió que se debe trabajar en el equilibrio en la matriz energética nacional, desde la masificación en el uso del gas natural y la búsqueda de una mayor generación hidroeléctrica. Por otro lado, Gómez planteó que para unificar en una sola voz la institucionalidad estatal a cargo de energía e hidrocarburos, el ministro del sector debería ser al mismo tiempo presidente del directorio de YPFB. Para Prado, el ministro tiene también el reto de optimizar y dinamizar el trabajo coordinado entre YPFB Corporación y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, para garantizar el correcto abastecimiento de la creciente demanda interna y externa. Otro punto delicado que mencionaron los analistas es abordar el tema de los subsidios, punto urgente en la agenda del flamante ministro. ▲

En 2011 se avanzó un 31% en siete procesos de Consulta y Participación para proyectos petroleros.

1 al 15 de Febrero | 2012

pETRÓLEO & GAS Tarija contratará una empresa paralela

dos Estudios o conciliación definirán caso Margarita Foto: ABI

Un comité revisará los términos de contratación de la empresa que definirá los límites del campo Margarita. Los resultados serán contrarrestados con los de la consultora que elija Tarija. TEXTO: RE y agencias

l estudio técnico para determinar la conectividad entre los campos Margarita y Huacaya se postergó hasta el 9 de febrero y se prevé que un comité tripartito trabaje en la revisión de términos de referencia del contrato entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa estadounidense Gaffney Cline & Associates. Esta determinación que forma parte de un acuerdo tripartito entre Tarija y Chuquisaca, con la intermediación de autoridades del Gobierno Nacional, fue suscrito el 26 de enero en el departamento de Santa Cruz, con lo que logró solucionar el conflicto que mantuvo ocho días paralizado al departamento de Tarija. Asimismo se determinó que Tarija contrate su propia empresa para hacer el respectivo estudio y de manera paralela YPFB siga con el mismo proceso por medio de otra compañía especializada en el tema. El punto 1 del convenio establece que el Gobierno facilitará las condiciones mediante el instrumento jurídico que corresponda, para que la Gobernación de Tarija

El acuerdo prevé que el estudio técnico que definirá la conectividad entre Margarita y Huacaya esperará hasta el 9 de Febrero.

proceda a la contratación de una empresa consultora para realizar el estudio de conectividad entre los campos Margarita y Huacaya. Los resultados del estudio serán entregados al Ministerio de Hidrocarburos y Energía a objeto de contrastar resultados con el estudio contratado por Yacimientos, con el propósito de contar con mayor información, transparencia y confiabilidad para la toma de decisiones.

El convenio señala que si los estudios arrojan resultados similares estos serán aceptados por las partes, caso contrario, las partes optarán por la vía conciliatoria, sin perjuicio de que las mismas, que se encuentren afectadas puedan recurrir a la vía jurisdiccional que corresponda. El campo Margarita elevará su producción de 2,8 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a 9 MMmcd de gas a partir del 1 de abril de este año. ▲

El analista José Padilla, quien es postulado a la Presidencia de la Cámara Minera del Oriente (Camino) por diversas organizaciones regionales de este sector, propuso integrar a las empresas mineras de Santa Cruz y participar con las entidades del occidente para captar mayores inversiones. Padilla ocupó el cargo de director de la Empresa Siderúrgica Mutún (ESM), destacando como su mayor logro la búsqueda de transparencia en la información emergente de este proyecto de trascendencia nacional. Asimismo, estuvo al frente a la Dirección de Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, donde elaboró propuestas para la industrialización de minerales e impulsó proyectos de exploración

Edén García /Reporte Energía

José padilla candidato a presidir la cámara minera del oriente

José Padilla, experto en minería.

y explotación de minerales como el cobre. Consideró que la entidad necesita un ajuste importante para ser el punto de referencia

en la actividad minera de la región oriental y buscar la integración con las entidades del occidente. “Creo que es el momento oportuno, porque Santa Cruz está pasando por una bonanza en la exportación de oro y tantalio, por lo que es importante la participación activa de la entidad en la definición del nuevo Código Minero”, enfatizó. Por otro lado, sugirió que las gobernaciones deben contar con personería jurídica para que capten créditos del exterior a fin de realizar obras de mayor envergadura. Por su parte, Omar Moreno, actual presidente de Camino, resaltó que desde la entidad se promocionó la búsqueda de mayores inversionistas para ejecutar proyectos mineros en Santa Cruz.

1 al 15 de Febrero | 2012

ESTADíSTICAs HIDROCARBUROS

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

Fecha

con el auspicio de

Ene 03, 2012 Ene 04, 2012 Ene 05, 2012 Ene 06, 2012 Ene 09, 2012 Ene 10, 2012 Ene 11, 2012 Ene 12, 2012 Ene 13, 2012 Ene 17, 2012

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

102,96 103,22 101,81 101,56 101,31 102,24 100,89 99,03 98,69 100,7

111,12 113,37 113,59 111,96 111,07 113,3 111,66 112,97 109,88 110,55

Europe Brent (dólar por barril)

MINERÍA

COTIZACIóN OFICIAL DE MINERALES

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (del 3 al 17 de enero 2012) ZINC $us/L.F.

0,9045 0,9265 0,9140 0,8958 0,8809 0,9063 0,8927 0,9070 0,9085 0,9017 0,9276

0,8283 0,8364 0,8323 0,8287 0,8410 0,8673 0,8661 0,8818 0,8809 0,8834 0,9051

8,7997 8,9131 8,8042 8,9562 9,1059 9,0832 9,1852 9,5595 9,5640 9,4574 9,7863

1709 1679 1649 1619 1589 1559 1529 1499 1469 1439

COBRE $us/L.F.

oRO

9 10 11 12 13 16 17 días

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

33,90 32,90 31,90 30,90 29,90 28,90 27,90 26,90 25,90 24,90

PLATA

9 10 11 12 13 16 17 días

Jun 348,2 269,4 167,1 9,0 51,1 18,4 38,6 38,6 7,7 11,5 5,2 14,4 50,7 14,7 1,7 993,5

Jul 347,7 271,6 166,1 8,9 50,6 18,7 37,6 38,1 7,6 11,5 5,8 13,4 51,5 15,2 2,2 995,1

Ago 386,7 272,4 169,8 10,2 51,8 18,4 38,4 39,3 7,4 11,3 5,7 15,4 52,2 15,2 2,1 1.050,1

Sep 404,8 266,0 171,2 9,9 51,2 18,4 38,5 38,3 7,3 10,9 5,9 15,3 51,3 15,2 2,2 1.052,0

Oct. 401,0 266,1 172,4 9,7 50,1 17,1 38,8 38,9 6,9 10,7 5,9 15,6 50,9 15,0 2,2 1.052,5

Nov. 415,2 264,1 170,1 9,9 48,6 16,5 38,1 38,2 6,7 10,6 5,7 16,1 51,9 15,2 2,0 1.065,5

Dic. 422,4 260,0 170,6 9,5 49,9 17,1 40,2 39,4 6,7 10,4 5,7 16,0 52,7 15,1 2,0 1.067,4

ENERGÍA DIARIA INYECTADA EN MW (del 1 al 15-01-2012)

14.000,0 12.000,0 10.000,0 8.000,0

Termoeléctrica

6.000,0 4.000,0 2.000,0

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).

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

ORO $us/O.T.

28,7800 29,1800 28,9200 29,4000 28,8500 29,6900 29,8100 30,5800 29,6400 29,9000 30,4100

1590,00 1603,00 1614,50 1621,00 1618,00 1627,00 1641,00 1652,50 1642,00 1643,50 1662,00

con el auspicio de

COBRE

DEMANDA máxima de potencia en mw (abr 2011-ene 2012)

May 376,1 265,6 165,5 8,8 50,8 16,7 38,4 36,8 7,2 11,2 6,0 12,9 51,8 15,1 2,1 1.031,0

Ene. 413,8 251,3 164,1 9,2 48,5 16,0 38,1 39,5 6,3 10,1 5,7 15,3 54,0 15,3 2,0 1.044,3

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

0,0

PLATA $us/O.T.

9 10 11 12 13 16 17 días

0,91 0,90 0,89 0,88 0,87 0,86 0,85 0,84 0,83 0,82

ZINC

9 10 11 12 13 16 17 días Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD Abr CRE - Santa Cruz 390,4 ELECTROPAZ - La Paz 257,4 ELFEC - Cochabamba 164,2 ELFEC - Chimoré 8,7 ELFEO - Oruro 50,0 ELFEO - Catavi 16,9 CESSA - Sucre 38,0 SEPSA - Potosí 36,9 SEPSA - Punutuma 6,7 SEPSA - Atocha 10,7 SEPSA - Don Diego 5,9 ENDE - Varios (2) 12,4 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 52,3 Otros - C. No Regulados 15,1 Varios (1) 2,1 TOTAL COINCIDENTAL 1.031,3

BISMUTO $us/L.F.

3,4745 3,4707 10,00 12100,00 142,24 3,3883 3,4083 10,00 12100,00 142,24 3,4031 3,4657 3,4877 10,00 12100,00 142,24 3,6040 3,6129 10,00 12100,00 142,24 3,6378 3,7124

$us./O.T.

3 4 5 6 9 10 11 12 13 16 17

PLOMO $us/L.F.

$us./L.F.

ESTAÑO $us/L.F.

$us./L.F.

DíAS

8 días

Hidroeléctrica 11

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw (may 2011-ene 2012) Dia 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Max.

May

Jun

Jul

803,1 1.033,1 875,9 1.029,6 976,7 1.027,9 1.008,7 966,8 1.024,8 889,0 1.039,1 1.003,2 969,9 1.021,7 938,9 1.034,1 1.065,9 1.024,0 1.080,7 995,0 1.078,3 908,8 1.052,5 865,3 1.062,1 984,4 980,6 985,8 889,6 1.013,3 1.023,5 1.039,8 1.026,2 1.030,8 996,7 970,0 1.009,0 924,7 1.012,8 1.045,3 976,2 1.005,6 935,6 1.023,1 1.039,8 898,3 1.044,0 989,0 1.024,8 922,9 1.020,3 878,7 990,2 995,8 934,5 1.008,9 906,2 1.028,9 1.022,6 1.012,6 1.024,8 1.081,7 1.080,7

1.014,8 909,7 876,4 998,4 1.013,8 1.019,8 999,9 1.019,3 961,7 895,5 1.034,1 1.045,4 1.042,5 1.042,3 1.045,3 962,2 904,4 1.018,4 1.018,6 1.029,1 1.010,3 1.024,0 969,0 921,7 1.017,9 1.013,5 1.036,5 1.048,1 1.036,2 939,8 876,6 1.045,3

Ago

Sep

988,0 1.059,5 1.009,9 1.073,2 1.019,3 1.011,0 1.024,7 987,6 1.001,5 1.068,2 886,7 1.081,7 911,6 1.101,2 1.024,8 1.048,4 1.049,3 1.034,4 1.031,8 988,0 1.032,3 944,4 1.022,5 1.066,4 1.011,7 1.076,9 943,6 1.088,8 1.068,1 1.104,5 1.041,8 1.103,3 1.090,3 1.025,9 1.102,0 929,7 1.035,6 1.062,8 935,3 1.061,8 910,8 1.088,0 1.015,9 1.093,6 1.038,3 1.080,8 1.046,3 970,8 1.057,6 952,2 1.060,0 1.084,1 1.019,2 1.093,5 978,9 1.035,2 1.082,4 1.052,2 1.073,5 1.098,4 1.059,5 1.048,1 1.102,0

Oct

Nov

Dic

Ene

1.003,1 1.010,2 1.079,6 949,3 920,3 1.100,5 1.090,0 1.083,6 1.037,3 1.103,1 1.093,3 977,5 1.088,0 1.024,7 1.094,6 1.096,7 961,5 1.117,8 1.062,4 1.100,7 1.114,3 969,3 1.089,7 1.070,0 939,4 1.106,4 1.076,5 1.071,2 1.118,1 1.034,2 1.044,0 1.072,0 981,8 1.060,9 1.039,6 1.105,6 1.060,5 1.002,4 1.064,6 1.029,6 1.067,2 1.037,0 929,7 1.075,1 1.098,8 920,7 1.068,7 1.090,1 1.053,4 1.073,8 1.003,7 1.083,5 1.098,4 963,9 1.093,3 1.016,2 1.089,7 1.079,9 979,4 1.117,2 1.094,6 1.082,6 1.094,6 1.025,1 1.082,3 1.079,7 984,3 1.098,8 1.070,6 1.103,6 1.110,1 980,5 1.085,8 1.105,8 848,0 1.082,2 1.028,9 953,7 1.102,4 993,8 1.088,8 1.072,7 1.068,8 1.102,4 1.052,4 1.078,5 1.085,1 911,0 1.084,6 1.034,2 1.104,5 1.103,6 1.118,1

832,8 914,6 1.060,6 1.093,4 1.093,3 1.060,8 965,2 954,4 1.067,6 1.039,5 1.025,1 1.011,2 1.031,6 994,8 950,2 1.071,9 1.098,1 1.055,0 1.100,0 1.080,5 1.005,1 905,7 960,4 1.054,4

1.100,0

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)

15 Fuente: CNDC

1 al 15 de Febrero | 2012