Edición 100 Reporte Energia by Branko Zabala

ISSN 2070-9218

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE www.reporteenergia.com

PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE

PETRÓLEO & GAS

LA NACIONALIZACIÓN EN EL III CONGRESO DE YPFB

100

Nro. Del 16 al 31 de Mayo de 2013 Bs. 10 S/. 10 $b 7.000 $us 4 $us 10 $us 12 $us 15

P-16

Foto: Oleoducto Bicentenario

Precio en: Bolivia Perú Colombia Ecuador Sudamérica Centroamérica Norteamérica

Dedicará sus jornadas de trabajo a los temas más relevantes de la agenda regional del sector hidrocarburos, en especial a exploración y petroquímica.

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ESPECIAL Exija el Especial con los 100 proyectos más importantes de la Región, elaborado por Reporte Energía.

BICENTENARIO, EL OLEODUCTO MÁS GRANDE DE COLOMBIA ENTRARÁ EN LÍNEA EN JULIO P-62-63

PETRÓLEO & GAS

CHILE SE VE OBLIGADO A DEPENDER AÚN MÁS DEL GNL IMPORTADO Crece preocupación por rechazo a diversos proyectos hidroeléctricos y de carbón. Este año ingresarán 1.800 MW al SIC.

Foto: MZB /RE

P-64

tras éxito de brasil, ecuador y perú licitan áreas petroleras Después de conocerse las multimillonarias cifras de inversión en la 11va Ronda de Licitación de bloques petroleros en Río de Janeiro, en la que estuvo presente Reporte Energía, la región se prepara para nuevas subastas de exploración y explotación onshore y offshore en una competencia iniciada desde 2010 en Colombia por atraer grandes capitales de riesgo. P-52-55 Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo) Mayo 08

Mayo 09

Mayo 10

Mayo 13

Mayo 14

8.92 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil Mayo 15

96.62 96.39 96.04 95.17 94.21 94.30

Precio / gas boliviano p/ Argentina

10.51 $us/MMBTU

Precio / diésel internacional

9.46 Bs/lt

Precio / gasolina internacional

9.10 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 17/05

4.055 dollars per million BTU

Fuentes: hidrocarburosbolivia.com, theice.com, anh.gob.bo

PETRÓLEO & GAS

11va RONDA, GAS SUMMIT Y LATIN UPSTREAM EN RIO Semana intensa para la industria en Brasil. Dos eventos internacionales y la ronda exploratoria en INFORME ESPECIAL de Reporte Energía desde Rio. P-68

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EDITORIAL

PERIODISTAS “INDEPENDENCIA, RESPONSABILIDAD Y SERIEDAD”

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

Entre los aspectos a destacar en la trayectoria de esta publicación especializada se encuentra sin ninguna duda la independencia periodística clave, -junto a la responsabilidad y seriedad en el tratamiento informativo-, del éxito obtenido por Reporte Energía. La credibilidad lograda es una de las fortalezas que acompaña a este medio de comunicación en la labor de informar, analizar e interpretar la realidad energética de la Región y el mundo. El reto a futuro es simple: seguir haciendo periodismo serio.

Crecimiento saludable

abiendo sido testigos del llamado proceso de capitalización primero y de la nacionalización después, registrando cada momento destacado de la historia reciente de los hidrocarburos en Bolivia, nos sentimos privilegiados de haber contribuido con nuestra visión y trabajo a transparentar estos procesos, desde el periodismo especializado, sustentados en nuestra tabla de valores y una profunda fe en el Creador. Llegar a la edición número 100 de un medio de comunicación impreso no es fácil, aún habiendo sido fundadores de otros tres medios de comunicación especializados y contar con más de 18 años de experiencia en la industria. El currículo pude ser muy bueno, pero solo es válido en la medida en que esa experiencia se vuelque en un producto que sea valorado por los públicos de interés por su seriedad, transparencia y credibilidad. En estos años acompañando los hechos fundamentales del sector petrolero boliviano, regional y global, no podemos menos que regocijarnos porque en base a la experiencia pasada, pusimos en marcha un medio que supera todos nuestros emprendimientos anteriores y se posiciona como un verdadero referente de la industria energética nacional y paso a paso, como un medio alternativo en la región sudamericana.

Franco García S., Jefe de Redacción

“Nuevos desafíos en cobertura periodística” El gran desafío en estas 100 ediciones de Reporte Energía fue la expansión en la cobertura informativa a los países vecinos de Bolivia. La experiencia que se inició desde principios de 2013, dio como resultado publicaciones de muy alto nivel con fuentes gubernamentales y analistas internacionales, quienes otorgaron valiosos insumos para la elaboración de las notas periodísticas. Esto demuestra el prestigio que se ha ganado este medio escrito en cada una de sus ediciones.

Con estas cien ediciones de Reporte Energía, demostramos que se pueden alcanzar las metas con trabajo, sacrificio y esfuerzo de equipo, con el aporte profesional, pero sobre todo ético de nuestros periodistas, comerciales, administrativos, personal de apoyo y especialmente nuestros lectores y anunciadores que apoyan este emprendimiento y forman parte de esta familia informativa especializada. En este tiempo hemos crecido saludablemente, porque además de posicionarnos en las redes sociales, ajustamos el diseño de nuestro medio a las exigencias de nuestros lectores, agregando recursos que permiten la interacción a través de nuestros sitios en internet y nuestras páginas en las redes sociales, agregando cada vez más recursos documentales multimedia para saciar el apetito de nuestros públicos por información de calidad y ahora prácticamente en tiempo real a través de los recursos tecnológicos que nos hacen cada vez más familiares. A este esfuerzo, se suma el hecho de haber traspasado ya hace tiempo nuestras fronteras y del esfuerzo que significa desembarcar en un nuevo país y una nueva región con una edición impresa y a través de las versiones digitales. Estamos en un serio avance en la región Andina desde Perú y nos hemos propuesto conquistar ese mercado en los próximos dos años, apoyados en una gestión directa con nuestros públicos, creando alianzas sanas y productivas con actores de cada país y sobre todo fortaleciendo un networking que crece exponencialmente gracias a nuestras alianzas con el International Gas & Energy Forum (IGEF), la marca internacional de eventos especializados en la industria energética, creada por Reporte Energía que ya cuenta con varios eventos en Bolivia a través del Foro Internacional del Gas y Energía, y se reporteenergia.com expanden a Perú, Colombia, Entrando a la página web www.reporteenergia.com encontrarás enlaces para acceder a recursos multimedia Paraguay, Brasil y va por más reporteenergia.com adicionales como videos, audio, y galerías de fotografías. en Latinoamérica. Gracias por acomreporteenergia.com pañarnos en todo este tiempo y tengan por seguro que seguireParticipa de encuestas, debates y comparte el contenido que reporteenergia.com/descargas mos trabajando por sea de tu interés en tu red social favorita. Enriquece tu perfil profesional en comunidad. un periodismo resreporteenergia.com/descargas ponsable y equilibrado. Reporte reporteenergia.com Energía ha crereporteenergia.com/descargas cido un 300 % en 5 años; reporteenergia.com Encuentra documentos oficiales, presentaciones y la edición en formato pdf disponibles para descargar en reporteenergtia.com/descargas. vamos por más. ▲ reporteenergia.com

Lizzett Vargas O., Editora Minería

“Se acompañó el devenir de la industria de la región”

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Tener un espacio para describir lo que ocurre en la realidad energética del país y Latinoamérica representa una gran responsabilidad y un privilegio al mismo tiempo. Se trata de estar de cerca de los actores y proyectos que hacen posible no solamente la seguridad en el suministro, sino importantes ingresos y desarrollo para cada Estado. Por ello, Reporte Energía a lo largo de estas 100 ediciones, ha acompañado todo el devenir de la industria que mueve a la región.

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Eden García S., Editor Electricidad

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Miguel Zabala Bishop Director General

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Franco García Jefe de Redacción Lizzett Vargas Edén García Cristina Chilo Doria Añez Johnny Auza Franco Centellas David Durán Franco Barrón

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Branko Zabala

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MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

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PETRÓLEO & GAS EL 24 DE JULIO EN LIMA - pERÚ

tecnología para exploración sísmica y no sísmica en workshop Por primera vez un solo evento reúne a los expertos y proveedores de tecnología sísmica y no-sísmica y a los clientes y responsables de exploración de las compañías operadoras de Colombia, Ecuador, Perú, Brasil y Bolivia. TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

nternational Gas and Energy Forum (IGEF) organiza el primer Workshop Internacional de Tecnología para Exploración Sísmica de petróleo y gas en Lima, Perú, el cual reunirá a los más prestigiosos proveedores de tecnología y servicios para adquisición, interpretación, modelación sísmica de nivel mundial, tanto en tierra como costa afuera (offshore) y a los proveedores de tecnología de otros métodos exploratorios. El encuentro en su primera versión se realizará el 24 de julio en el Hotel Westin Lima y concentrará a compañías operadoras de E&P, NOC’s, IOC’s, empresas de servicios complementarios; grandes, medianos y pequeños clientes corporativos de Latinoamérica. Entre las principales exposiciones se tendrán las siguientes “Common Refection Surface (CRS)”, Lucas B. Freitas, PhD Senior Research Geophysicist, que pertenece a la división OpenGeophysical de Dolphin Geophysical con sede en Houston. “Improved Seismic Imaging Through Innovative Technologies for Integration of Seismic and NonSeismic Data”, a cargo de Efthimios Tartaras, gerente del Centro Integrado de Excelencia Electro Magnética (Integrated EM Center of Excellence) de WesternGeco, una compañía del grupo Schlumberger con sede en Milán, Italia. “Practice of Seismic Exploration in Mountain Area (An integrated solution for seismic acquisition, processing and interpretation in Mountainous Area)”. Que será presentado por Zhou Tong y “A case history with non-seismic exploration method in special area China”， a cargo de Gu Jincai, ambos de Sinopec Service, China. “Technologies related to explosives in the seismic field, linked with safety and environment”, por Michael Cline, gerente mundial de la división petróleo y gas de la empresa australiana Orica Mining Services. La última tecnología en geófonos y equi-

ORGANIZADORES IGEF. Es una organización de pensamiento, independiente y apolítica, que reúne a expertos de la academia, la investigación, el sector público y privado, para el análisis, interacción y generación de propuestas para la mejora continua de las políticas energéticas, la tecnología y el desarrollo de los negocios en la industria. EVENTOS. - Workshop on Seismic Technology for Oil & Gas, Lima, julio 24, 2013. - International Gas & Energy Forum, Lima, Septiembre, 24-25, 2013. - Paraguay Energía (Foro Internacional de Hidrocarburos y Energía) Asunción, Marzo 4,5 y 6, 2014. - Drilling Technology for Andean Oil & Gas, Bogota, Julio 23-24, 2014. - II International Gas & Energy Forum, Lima, Septiembre 9,10 y 11, 2014. - VI Foro Internacional del Gas & Energía, Noviembre, 12, 13 y 14, 2014.

pos para adquisición en una presentación de Malcom Lansey, vicepresidente de geofísica de la compañía Sercel con sede en Houston, Estados Unidos, así como presentaciones técnicas de compañías como Inova, Ion y otras de prestigio mundial. Al evento técnico han sido invitados los vicepresidentes y gerentes de exploración de las más importantes empresas operadoras, así como empresas estatales, organizaciones reguladoras, organismos técnicos, colegios profesionales, universidades e investigadores de Colombia, Ecuador, Perú, descubra + Brasil y Bolivia. reporteenergia.com Los registros tempranos para la participación en el evento se hacen en comparta el sitio web www.seismicworkshop. com y los organizadores anunciaron descargue que existen plazas limitadas. ▲ reporteenergia.com/descargas

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reporteenergia.com más información en www.seismicworkshop.com

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Actividades de adquisición sísmica onshore (Sinopec Ecuador-Bolivia)

IGEF 2013, una mesa de análisis para la región Inversión, política energética y factor socio-ambiental son los ejes temáticos del primer evento en Lima, Perú sede del primer Foro Internacional de Gas y Energía (IGEF International Gas & Energy Forum, por sus siglas en inglés) el 24 y 25 de septiembre de este año en el Westin Lima Hotel & Convention Center. El IGEF se realizará por primera vez en la capital peruana por su ubicación privilegiada en la región andina, su alta actividad en el sector energético e hidrocarburos y sus políticas de atracción de inversiones. La cita energética se constituye en un evento atípico de la industria de los hidrocarburos y la energía, por reunir a

los actores del sector público y privado en un escenario de experiencias sobre el factor socio-ambiental, política energética y proyectos en los países de la región. La primera versión del IGEF enfoca su eje temático en a problemática socioambiental, los grandes proyectos de petróleo y gas, un análisis de la legislación y el marco regulatorio, pero al mismo tiempo es un escenario para compartir algunos avances tecnológicos, integración energética, mercados, precios, nuevas fronteras exploratorias, shale gas y tight oil, entre otras temáticas a ser abordadas por expertos de Latinoamérica, Estados Unidos y Europa.

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Toda exportación del glp se hará en base a los precios internacionales del glp, MÁS UN PAGO ADICIONAL DE 162 DÓLARES POR TONELADA

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Carlos Villegas, presidente de YPFB Foto: Cristina Chilo/ Reporte Energía

petróleo & gas

La Planta de Separación de Líquidos de Río Grande, se ubica en el municipio de Cabezas, provincia Cordillera de Santa Cruz.

se elimina parte de la subvención a combustibles

planta Río Grande convierte a bolivia en exportador de glp El Complejo de Separación de Líquidos le da un giro a la historia energética del país, indica YPFB. Se atenderá holgadamente la demanda de gasolina y se producirá isopentano luego que termine el periodo de estabilización. río grande. CRISTINA CHILO

ue inaugurada la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande que en dos meses más, una vez termine su estabilización, empezará a procesar el gas natural proveniente de los campos del sur para extraer los licuables con los que se producirá GLP y gasolina destinados al mercado interno y de exportación. Una vez entre en funcionamiento, la planta procesará alrededor de 5,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural, el equivalente a 200 millones de pies cúbicos día y permitirá una recuperación de 96% del propano contenido en la corriente del gas natural de exportación al Brasil. Según estimaciones de YPFB, en el nuevo complejo se producirán 361 toneladas métricas diarias de GLP, 350 barriles de gasolina estabilizada y 191 barriles de gasolina rica en isopentano.

En la inauguración el presidente de YPFB, Carlos Villegas enfatizó que con el proyecto el país se convierte en autosuficiente en producción de GLP que algunos años llegó a importar por el monto de 61 millones de dólares para abastecer el mercado en época de invierno cuando aumenta la demanda. Además Villegas señaló que “con esta planta se elimina la subvención al GLP, que en 2012 fue de 341 millones de bolivianos”, a tiempo de agregar que el país estará en condiciones de exportar hasta 5.500 toneladas de GLP

excedente al Paraguay generando recursos para el Estado. El ejecutivo explicó que si bien el país exporta un promedio de 31 MMmcd de gas al Brasil, solo procesará 5,6 MMmcd de la corriente de exportación por las restricciones que existen en el contrato de compra y venta firmado con el vecino país durante el gobierno del extinto Hugo Bánzer. El contrato establece enviar un gas con un poder calorífico de 1.034 BTU (Unidad Térmica Británica); sin embargo, Villegas indicó que Brasil acordó pagar por los licuables de la corriente del

SEGURIDAD

COMPENSACIÓN A ÍNDIGENAS

La construcción de la planta separadora de líquidos de Río Grande demandó 3,8 millones de horas/ hombre, sin accidentes, lo que representa un hito en industria petrolera. Durante todos los días que duró el proyecto se dieron charlas de inducción a los trabajadores.

YPFB desembolsó Bs 7 millones para proyectos productivos como compensación financiera a la TCO Tacovo Mora, por impactos socioambientales identificados en el proceso de consulta y participación de la construcción de la Planta de Río Grande.

año 2007 y en la actualidad se negocia el pago correspondiente a los años 2008 y 2009. El ejecutivo también destacó el origen del financiamiento del proyecto gracias a un préstamo del Banco Central de Bolivia (BCB) que debido a la acumulación de capital interno ha logrado récords de reservas internacionales netas (RIN), logrando desembolsar el monto total de inversión con una tasa de interés del 1% al año. El costo total de la Planta de Río Grande es de $us 168,4 millones. Por su parte, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, indicó que el BCB también prestó al Estado $us 1.000 millones para financiar proyectos en el sector eléctrico. Para la operación de la planta, YPFB suscribió un contrato con la empresa multinacional de origen americano Exterran, para la operación y mantenimiento por dos, por un monto aproximado de Bs 97,8 millones. ▲

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Paraguay se vislumbra como nuevo mercado Uno de los objetivos de la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande es generar una nueva fuente de ingresos para el país a partir de la exportación de Gas Licuado de Petróleo (GLP), que según cálculos de YPFB generaría $us 520 millones en los próximos trece años. De acuerdo a las previsiones de la Gerencia de Nacional de Comercialización de YPFB, la exportación se realizará desde julio de la presente gestión al mercado del Paraguay para lo cual la estatal petrolera está en proceso de firma de contratos con empresas de ese país. Las autoridades destacaron que ya existe un antecedente comercial entre ambos países a partir de la exportación de 1.000 toneladas de GLP entre diciembre de 2012 y enero de este año, luego de que se incrementaran los saldos de seguridad en las plantas productoras y envasadoras. Si bien aún no se han establecidos los precios y volúmenes de la exporta-

ción, el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, anticipó que toda exportación de GLP se hará en base a los precios internacionales del GLP con referencia en Mount Belvieu más un pago adicional de 161 dólares por cada tonelada métrica despachada . Con el funcionamiento de la planta ubicada en el municipio de Cabezas en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, se tendría disponibles desde el segundo trimestre de 2013 alrededor de 5,5 toneladas por mes de GLP para la exportación. El complejo consolida a Bolivia como exportador de GLP gracias a la nacionalización de los hidrocarburos, además de avanzar en la industrialización de los hidrocarburos. En la construcción de Río Grande participaron 1.154 trabajadores entre técnicos, especialistas, obreros, que se incrementaron en la última fase de implementación y prueba de los equipos.

Fotos: YPFB

petróleo & gas

El presidente Evo Morales y el vice presidente Alvaro García Linera, recorrieron la nueva planta.

El inicio las operaciones de la planta de Río Grande demanda de un periodo de estabilización de dos meses.

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en Bolivia hace 25 años proveemos y operamos plantas de procesamiento de gas natural y a nivel mundial completamos más de 300 años

suma 25 años de experiencia en Bolivia

OPINIones

Exterran garantizará la recuperación del 96% de propano para el GLP

Raúl Álvarez, gerente general de Exterran

“Con ypfb nos consolidamos en Bolivia”

Foto: Exterran Bolivia

Deberá cumplir el 98% en disponibilidad de funcionamiento en los sistemas que integran la Planta de Separación de Río Grande para obtener GLP, gasolina e isopentano. TEXTO: lizzett vargas o.

a empresa multinacional Exterran estará a cargo de las operaciones y mantenimiento de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, y en ese marco deberá cumplir con la recuperación del 96% de propano que permitirá a su vez alcanzar una producción de 361 toneladas métricas por día de Gas licuado de Petróleo (GLP). Al respecto, el gerente general de Exterran Bolivia, Raúl Álvarez, destacó este aspecto como uno de los más importantes en el contrato suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el cual garantizará la calidad energética según diseño de la planta en Río Grande, entre otras especificaciones técnicas. De acuerdo a la explicación, se garantizará el 98% de la disponibilidad mecánica y 96% de recuperación del propano. Señala que para ello esta planta tipo criogénica enfriará el gas a menos de 100 grados Fahrenheit y con esa temperatura separará el propano, butano e isopentano, que ahora será aprovechado para la obtención del GLP y gasolina. Estas bajas temperaturas requerirán del funcionamiento de un mecanismo turboexpansor con una caída de presión de 800 a 400 libras que permitirán la licuefacción de todos los componentes de los hidrocarburos. Según las proyecciones de YPFB, el complejo comenzará a procesar alrededor de 5,6 millones de metros cúbicos de gas natural por día (MMmcd) para obtener 361 toneladas métricas diarias (TDM) de GLP, alrededor de 350 barriles por día (BPD) de gasolina natural y 195 barriles por día de isopentano. El alto ejecutivo de Exterran detalló que el funcionamiento del complejo separador de líquidos integra una serie de equipos que dependerán de un mantenimiento continuo, desde los sis-

Planta Criogénica en el Campo Paloma de la empresa Repsol. Exterran está operándola desde 1998.

temas de deshidratación, refrigeración, calentamiento y separación de gas y líquidos. “Es decir el servicio de operación y mantenimiento integral abarca desde el ingreso del gas a la planta hasta que salen los productos finales en especificación”, acotó. Para ejecutar los trabajos de operación y mantenimiento a la planta de separación de líquidos trabajarán más de 50 personas, entre operadores mecánicos, operadores de sala y electro instrumentistas. Se indicó que se trata de profesionales con alto conocimiento en ingeniería, fabricación e instalación de plantas de procesamiento de gas con más de 20 años de experiencia en esta área. Por otro lado, la empresa contratista transferirá en estos dos años los conocimientos teóricos y prácticos al personal de YPFB para que en el futuro se hagan

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Raúl Álvarez, gerente general de Exterran

responsables de toda la operación. En Bolivia, Exterran estuvo a cargo de la puesta en marcha de cinco plantas de menor capacidad que el proyecto de Río Grande, aunque de mayor complejidad en su operación. Como ejemplo citó a la Planta Criogénica de Kanata en Carrasco de YPFB Chaco que puede procesar 75 millones de pies cúbicos estándar por día (MMsfd) de gas natural. Posee instalaciones de tratamiento de producción de petróleo (separación y estabilización), además del procesamiento de gas natural, lo que hace más compleja su funcionamiento. Cabe mencionar que la planta de Kanata fue traída e instalada por Exterran en 1995 bajo la modalidad de “leasing” y operada durante cinco años por esta compañía. El 2010 YPFB Chaco ejecutó la compra. Asimismo, instaló la planta criogéni-

El único cliente que nos faltaba en Bolivia era el dueño de la cadena de hidrocarburos, YPFB Corporación. Este contrato consolida nuestra presencia en el país. Esta adjudicación es muy importante para nosotros, porque en Bolivia tenemos contratos de operación y mantenimiento de plantas de procesamiento de gas con YPFB Andina, YPFB Chaco, Petrobras, BG y Repsol. Podemos proveer a todo tipo de proyectos hidrocarburíferos, en plantas de compresión, plantas de tratamiento de petróleo, refinerías entre otras de la industria del petróleo y gas. Estamos en los países donde la producción de gas y petróleo es importante y Bolivia es importante para Exterran.

Foto: Lizzett Vargas / RE

petróleo & gas

ca en el Campo Paloma que posee capacidad para procesar 40 millones de pies cúbicos del fluido y tiene equipos de compresión de 10.000 HP. Fue puesta en funcionamiento en 1998 y operada para Repsol hasta la fecha. A su vez estuvo a cargo en 1999 de la puesta en marcha de la planta Monteagudo, que es capaz de procesar 30 millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural, también para Repsol. Posteriormente estos módulos fueron trasladados a Carrasco y de allí al exterior. De igual forma Exterran se encargó de la instalación de la planta de Yapacaní, con una capacidad de procesamiento de 35 MMpcd del energético para YPFBAndina, misma que arrancó el año 2001. El 2011 se amplía este proyecto con un módulo de similar capacidad y otro de 165 galones por minutos (GPM) de Amina. Exterran está presente 25 años en Bolivia como proveedor y operador de plantas de tratamiento de gas natural pero a nivel mundial completó más de 300 de estos proyectos que pueden procesar hasta 400 MMpcd del fluido. ▲

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petróleo & gas

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Esta es una gestión, que conforme al Plan Estratégico de YPFB Andina, marca importantes retos a la Compañía tanto en materia de exploración como productiva

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YPFB Andina

PARA CUMPLIR COMPROMISOS DE ENVÍOS AL MERCADO ARGENTIN0

YPFB Andina prevé superar los 200 MMpcd de entrega de gas natural Foto: Archivo RE

Se contemplar la perforación de cuatro pozos exploratorios y sísmica 2D en Sararenda y Sara Boomerang III. La inversión para estos proyectos suma $us 31.4 millones. Se añadirá un volumen de 150 BCF de producción del fluido. TEXTO: franco garcía S.

asta fin de año YPFB Andina, subsidiaria de YPFB Corporación, tiene proyectado superar los 200 millones de pies cúbicos por día (MMmpcd) de capacidad de entrega de gas natural en Campos Operados, con lo que estará en condiciones de ampliar su capacidad para asumir nuevos compromisos de entrega de gas natural en firme para el mercado argentino. “Es un dato relevante considerando que una de las metas del plan estratégico de YPFB Andina (año 2009), era la de duplicar la producción de Campos Operados de 100 a 200 millones de pies cúbicos/día (MMPCD) de gas natural”, señala la compañía en respuesta a un cuestionario enviado por Reporte Energía acerca del nivel de la producción para esta gestión. Por otro lado, respecto a la exploración, se incorpora en la agenda no solo la continuidad del proyecto Sararenda, sino también aquellas actividades dirigidas al afianzamiento del “nuevo dominio minero” que se espera se traduzcan en flujo de inversión intenso en los próximos dos años. En este marco, para la presente gestión y en lo que hace a la actividad física, se contempla la perforación de cuatro pozos exploratorios en Áreas Operadas y el inicio de actividades en dos proyectos estratégicos con la adquisición de Sísmica 2D en Sararenda y Sara Boomerang III. En este marco, la empresa invertirá en exploración $us 31.4 millones que corresponde al ajuste final del proceso

Pozo de producción en el campo Yapacaní, operado por YPFB Andina. Se tiene previsto perforar el YPC-32 y YPC-33 en esta gestión.

de revisión del presupuesto acordado y aprobado con YPFB Casa Matriz para esta gestión, resultado del ejercicio de reducción al proyecto Sísmica 2D de Sara Boomerang, que pasa de un costo estimado de $us 10 millones a $us 6 millones. YPFB Andina tiene a su vez programado en esta gestión realizar perforaciones exploratorias en campos maduros con el objetivo de incrementar sus reservas de gas y condensado. Con el 70% de éxito en los proyectos exploratorios, la compañía podrá incorporar un volumen aproximado de 150 billones de pies cúbicos (BCF por sus siglas en inglés), lo que implica mayores

Detalle de proyectos en e&P 2013 CAMPO Camiri - Guairuy Río Grande Sara Boomerang III Sirari Yapacaní

PROYECTO Sísmica 2D – Sararenda Perforación pozo RGD-85 Sísmica 2D - Palacios Norte Perforación pozo SIR- 20 Perforación pozo YPC- 32 Perforación pozo YPC- 33 Fuente: YPFB Andina SA.

actividades de perforación para desarrollar nuevas reservas. “Esta es una gestión, que conforme al Plan Estratégico de YPFB Andina, marca importantes retos a la empresa tanto en materia de exploración como productiva”, se señala.

YPFB Andina es una sociedad conformada por YPFB que tiene el 50,41%, del paquete accionario, Repsol Bolivia SA posee el 48,92% y accionistas minoritarios el 0,67%. Cuenta con activos en exploración y explotación, transporte y compresión. ▲

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on el objetivo de ampliar su listado de proveedores para asegurar la realización de sus proyectos, YPFB Transporte licitó proyectos por un total de $us 19 millones en la Feria a la Inversa 2013 realizada en Santa Cruz. La iniciativa organizada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación y con la colaboración de la Fundación de la Feria a la Inversa, permitió la apertura de las compañías subsidiarias al empresariado nacional. Al respecto, el gerente de adquisiciones y contratos de YPFB Transporte, Oscar Vera, manifestó su optimismo por el resultado de este evento y destacó la participación de 520 empresas que presentaron ofertas de servicios. “Demandaremos todo tipo de servicios desde alimentación para las estaciones hasta construcción de obras civiles, tendido de ductos, calibración de equipos, montaje y puesta en marcha de estaciones de compresión, de bombeo, un sinnúmero de servicios, materiales y equipos” explicó. En cuanto al proyecto que generó mayor expectativa por el requerimiento de $us 9.6 millones para el tendido de loops (lazos) en el tramo Entre Ríos -Tarija, Vera comentó que se adjudicó el mismo, pero que por cuestiones administrativas se reservan por el momento el nombre de la empresa ganadora. Este proyecto forma parte de la ampliación del Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT). La Feria a la Inversa que se desarrolló del 2 al 16 de mayo movió más de $us 44 millones en contrataciones, adquisiciones, obras y servicios para la provisión de insumos y materiales. Durante la conferencia de clausura, el vicepresidente de Operaciones de YPFB, Jorge Márquez afirmó que la estatal dispuso proyectos por $us 55 millones y que se adjudicaron $us 44 millones. YPFB Corporación informó que fueron registrados en la base de datos de la Feria 1048 proveedores interesados en ser partícipes de las licitaciones para contratos de la estatal petrolera y sus 10 subsidiarias y afiliadas. YPFB Andina, YPFB Aviación, YPFB Chaco, Casa Matriz, YPFB Logística, YPFB Petroandina, YPFB Transporte, Gas Transboliviano (GTB), YPFB Refinación, Flamagas, Central Eléctrica Bulo Bulo. Además al cierre del evento 403 empresas entregaron correctamente la documentación requerida para formar parte del registro de proveedores de

“

Oscar Vera, gerente de Adquisiciones y Contratos de YPFB Transporte

durante la FERIA A LA INVERSA

YPFB TRANSPORTE licitó proyectos por $US 19 MM La subsidiaria fue una de las que más recursos económicos ‘movió’ durante la muestra. Adjudicó por $us 9,6 MM el tendido de loops en el tramo Entre Ríos -Tarija. Foto: YPFB Transporte

TEXTO: DORIA AÑEZ

“

Nosotros hemos querido abrir la posibilidad de negocios a todos los empresarios nacionales

Durante la feria las empresas realizaron ofertas de servicios accediendo a las 388 convocatorias públicas de YPFB.

Foto: YPFB

petróleo & gas

OPINIÓn Oscar Vera, ejecutivo de YPFB Transporte

demandamos servicios de todo tipo

Las adjudicaciones se realizaron ante notario de Fe pública y YPFB destacó la transparencia del proceso.

YPFB para concursar en las próximas licitaciones. También se anunció que con la adjudicación del acceso de la planchada YPFB Petroandina SAM hará realidad la perforación en el pozo Lliquimuni X1 en el departamento de la Paz, con lo que se confirma para esta gestión este proyecto. La iniciativa dejó también un total de 388 convocatorias públicas que la

estatal petrolera presentó para que las compañías presenten propuestas y convertirse en proveedores a lo largo de los proyectos. Previo a la muestra, en el mes de abril se realizaron talleres gratuitos de capacitación en todo el país para que los representantes de las empresas conozcan los requerimientos, documentación y llenado de formularios para calificar y ser proveedor. ▲

“Hemos querido abrir la posibilidad de negocios a todos los empresarios nacionales, sean constructores hasta de servicio de comida porque todo eso se requiere en los proyectos. El rubro petrolero no solo es la perforación de pozos. Ahora el público en general sabe lo que requerimos, bajo qué condiciones, calidad, parámetros de seguridad y también por la cantidad de millones se mueven los contratos . Esto ha despertado en nuestros empresarios oportunidades de negocios .Con eso estamos conformes porque se abre la posibilidad a los empresarios y eso era lo que queríamos mostrar, que nuestros contratos están hechos de forma transparente, que también es otro de los objetivos que nos habíamos planteado”.

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petróleo & gas

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En promedio la producción en ambos campos se acerca a los tres millones de metros cúbicos por día de gas natural y representa el 5,8% del total del país

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Análisis Reporte Energía Foto: Archivo / Reporte Energía

SEGÚN INFORMES OFICIALES DE YPFB

Desciende la producción de gas en Vuelta Grande y Tacobo Mientras la producción total de gas natural de Bolivia crece, los datos oficiales también muestran merma en campos operados por Pluspetrol e YPFB Chaco. TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

ientras la producción total de gas natural del Bolivia va a en aumento las cifras de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) también muestran que los campos Tacobo y Vuelta Grande registran una baja desde el 2011, según una revisión de los últimos boletines estadísticos de la estatal petrolera, realizada por Reporte Energía. Aunque en promedio en ambos campos la producción se acerca solo a los tres millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural y representa

el 5,8% del total del país, tanto Tacobo como Vuelta Grande cobran importancia por las regalías que dejan para los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca respectivamente. El campo Vuelta Grande, operado por YPFB Chaco SA, registró una promedio que varía desde 1,67 MMmcd el 2009; 1,89 el 2010; 1,75 el 2011 y 1,51 el 2012. Hasta el año pasado representó el 3,1% del total producido en Bolivia. Según el Plan de Inversiones 2012-2016 se tiene previsto perforar el pozo exploratorio VGR – X1001. Se encuentra ubicado geográficamente en la provincia Luis Calvo, del departamento de Chuquisaca y constituye el principal campo productor de gas de

Pluspetrol tiene previsto perforar este año el pozo TCB X-1003 con una inversión de $us 57,6 MM.

ese departamento. Fue descubierto en 1978 y actualmente se explota mediante agotamiento natural; sin embargo, desde el año 1985 al año 2009 se inyectó gas al reservorio con el objetivo de mantener la presión de los reservorios productores. En 1989, entró en funcionamiento la planta de procesamiento de gas, señala YPFB Chaco en su página web. En este campo se perforaron 37 pozos de los cuales 31 son productores, 1 es inyector de agua de formación, 3 pozos están cerrados y 2 pozos abandonados. La profundidad promedio de estos pozos es de 2.250 metros, donde se encuentran las arenas productoras Cangapi y Tapecua, se añade. Por su parte el campo Tacobo, ope-

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES 2012

rado por Pluspetrol Bolivia Corporation SA, produjo 1,12 MMmcd de gas natural el 2009, 1,78 el 2010; 1,76 el 2011 y 1,34 el 2012. Hasta el año pasado significó el 2,7% del total nacional. Según el informe de YPFB en la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas de 2012 se prevé este año continuar con el procesamiento sísmico 2D en el campo Tacobo y perforar el pozo TCB X-1003 con una inversión de $us 57,6 millones. Pluspetrol Bolivia Corporation SA inició sus operaciones en Bolivia en octubre de 1990. Tras el Decreto de Nacionalización del presidente Evo Morales, el 28 de Octubre de 2006 y suscribió dos contratos de operación con YPFB denominados “Tacobo y Otros” y “Bermejo y Otros”. Por su parte YPFB Chaco SA, subsidiaria de YPFB Corporación, es una empresa que tiene como actividades principales la exploración y producción de hidrocarburos. La compañía también es propietaria de dos empresas afiliadas: la Compañía + Eléctrica Central Bulo Bulo descubra SA, en la proreporteenergia.com vincia Carrasco, departamento de Cochabamba, y la planta engarrafadora de comparta GLP, en Santa Cruz de la Sierra. ▲

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el Boletín Estadístico 2012 de YPFB Corporación

vea

Histórico de producción de reporteenergia.com gas natural por campo sujeta al pago de IDH, Regalías y parescucha reporteenergia.com ticipaciones (En MMmcd) 2009 2010 2011 2012 Fuente: Boletín Estadístico 2012 YPFB Corporación

Vuelta Grande 1,67 1,89 1,75 1,51

Tacobo 1,12 1,78 1,76 1,34

Fuente: Boletines Estadísticos de YPFB 2010, 2011 y 2012

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petróleo & gas

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La agenda nacional hará énfasis en los avances materializados como respuesta al reto de un nuevo ciclo exploratorio en bolivia

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Carlos Villegas, presidente ejecutivo de YPFB Corporación Fotos: Archivo Reporte Energía

ENCUENTRO SE DESARROLLARÁ EL 23 Y 24 DE MAYO

YPFB expone resultados de la nacionalización En su III Congreso La cita de la estatal petrolera contará también en esta versión con la participación de reconocidos expertos, ejecutivos y autoridades en materia de hidrocarburos. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

l tercer Congreso Internacional Gas & Petróleo 2013 de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) consolida una plataforma nacional e internacional para el debate de los temas de actualidad del sector hidrocarburos con la participación de reconocidos expertos, ejecutivos y autoridades en materia de hidrocarburos de talla mundial, afirmó su presidente ejecutivo, Carlos Villegas. Esta nueva versión del Congreso, que se llevará a cabo el 23 y 24 de mayo del presente año, en el Hotel Los Tajibos de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, Bolivia, dedicará sus jornadas de trabajo tanto a los temas más relevantes de la agenda regional del sector hidrocarburos como a los resultados del proceso de Nacionalización, a partir del año 2006 y su retos inmediatos: los proyectos de exploración y petroquímica. Los desafíos y tendencias de la petroquímica del gas natural a nivel mundial, la importancia de Latinoamérica en el descubrimiento de nuevas reservas, así como la experiencia de Argentina, Brasil y China en el desarrollo y gestión de la exploración de hidrocarburos, entre otros temas de orden mundial y regional, son los puntos que componen el programa del Congreso, se destaca. La agenda nacional hará énfasis en los avances materializados como respuesta al reto de un nuevo ciclo exploratorio, en el marco del objetivo estratégico de incrementar los descubrimientos de hidrocarburos en áreas exploratorias a través de los contratos de servicios, así como los resultados esperados en esta

y las siguientes gestiones que abarcan proyectos de gran magnitud. Entre estas obras a gran escala se encuentran La Plantas de Separación de Líquidos de Río Grande, inaugurada el 10 de mayo pasado, la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco, la Planta de procesamiento de Gas de Itaú, la construcción del Complejo Petroquímico de Etileno y Polietileno, la Planta y de GNL y sus sistemas de regasificación a nivel nacional, así como la construcción de la Planta Amoniaco Urea. Se proyecta que estos proyectos agregarán valor a la producción de hidrocarburos y definirán el nuevo perfil hidrocarburífero y productivo de Bolivia. Asimismo, dada la importancia de este evento en el contexto nacional y regional y en señal de respaldo a la conso-

El desarrollo de los proyectos de gran magnitud será expuesto en los dos días de jornada académica.

lidación de la empresa más importante de Bolivia, estará presente el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, y ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa Soruco. En la segunda versión del Congreso asistieron cerca de 900 participantes

nacionales e internacionales quienes tuvieron la oportunidad de escuchar las presentaciones de 13 disertantes del más alto nivel. En esta oportunidad se contará con 15 conferencistas representantes de empresas que en la mayoría de los casos tienen alguna relación con los proyectos que encara la estatal petrolera. ▲

En el Congreso de 2012 el presidente de YPFB, Carlos Villegas, expuso los planes relacionados al nuevo ciclo exploratorio de la estatal petrolera.

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Álvaro Arnez Prado, viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos

análisis y perspectivas en hidrocarburos

‘DE LA NACIONALIZACIÓN de los hidrocarburos A LA INDUSTRIALIZACIÓN EN el país’ En el inicio de la petroquímica en Bolivia, el autor resalta la decisión geopolítica y el financiamiento soberano del TGN como aspectos fundamentales para su concreción. TEXTO: Álvaro Arnez Prado*

nalizando las cifras de la renta petrolera que percibe Bolivia año tras año después de la nacionalización del 1 de mayo de 2006 (mediante el DS 28701-Héroes del Chaco), generamos una referencia de lo beneficioso que ha sido para el país la toma de decisión de retomar por tercera vez el timón hidrocarburífero a la cabeza de nuestra empresa estatal del petróleo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Los más de 16.000 millones de dólares percibidos en estos últimos siete años sirven ahora de apalancamiento para los proyectos de industrialización del gas natural a través del Banco Central de Bolivia (BCB). Existen dos hechos por resaltar en el inicio de la petroquímica en Bolivia: la toma de decisión geopolítica y el financiamiento soberano del Tesoro General de la Nación (TGN). La inauguración de las Plantas Separadoras de Licuables de Río Grande y Gran Chaco generan el inicio de la planificación de la Estrategia Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos, dentro de la agenda del Bicentenario de Bolivia, donde se plantean para completar el análisis, siete proyectos de industrialización que deben plasmarse a corto plazo, por parte de YPFB: Amoniaco-Urea, Etileno-Polietileno, Propileno-Polipropileno y GTL; y por parte de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH): Petrocasas del Bicentenario, Tuberías y accesorios de Polietileno y Metanol. Adicionalmente existen los proyectos a mediano plazo donde tenemos para YPFB: Polietileno Tereftalato (PET) y Poliestireno; y para la EBIH: Policloruro de Vinilo (PVC) y Benceno-ToluenoXileno (BTX, aromáticos).

Dentro de trialización no los proyectos a son un riesgo el país analiza y toma corto plazo, solo a las reservas a en cuenta el gas de esAmoniaco-Urea y corto plazo. quisto (shale gas) no Metanol consumiYPFB tiene solamente en nuesrían metano (CH4), el compromitra zona tradicional componente que so de invertir (Subandino Sur), sino representa el 90% en exploración también en las reserdel volumen del más de 605 mivas del continente gas natural bolillones de dólaviano. res para el 2013 El consumo antes mencionado iniy 2014, de manera de dar certidumbre ciará con la Planta de Amoniaco-Urea a largo plazo con base en las actuales (1,5 MMmcd) recién dentro de dos reservas de 11.2 TCF (trillones de pies años y solamente representa lo que en cúbicos). la actualidad es el 3.2% de lo que se exAdicionalmente, el país ya analiza y porta a los países vecinos y el 15% del toma en cuenta el gas de esquisto (shale gas) y no solamente en nuestra zona consumo interno diario, con lo que se tradicional (Subandino Sur), sino tammuestra que los proyectos de indus-

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Foto: MHE

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una muestra de la visión de trabajo desde la nacionalización, es la industrialización soberana, y endógena de nuestra materia prima

Álvaro Arnez Prado.

bién las reservas del continente como las de Argentina (Vaca Muerta: 774 TCF) y Estados Unidos de América (862 TCF). Para finalizar, una muestra de la visión de trabajo desde la nacionalización de 2006 en Bolivia, es la clara decisión de una industrialización soberana, y de forma endógena, de nuestra materia prima. Además se asegura nuestras reservas a través de YPFB y las empresas privadas que se encuentran trabajando en Bolivia bajo contratos de operación y de servicio para tener un desarrollo sustentable y sostenible de la economía boliviana. ▲ * El autor es Viceministro de Industrialización Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos. Foto: YPFB

opinión

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opinión

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La eficiencia energética es un mecanismo que ayuda a optimizar, tanto los recursos naturales como los recursos energéticos

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Franklin Molina Ortiz, viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia

política estatal enmarcada en “el vivir bien”

La Eficiencia Energética en Bolivia TEXTO: franklin molina Ortiz*

Foto: MHE

El autor del artículo hace un recuento de los principales programas y proyectos aplicados hasta la fecha y desarrolla planes para 2013 basados en cuatro pilares sostenidos en el uso eficiente y racional de la energía por la población.

Franklin Molina Ortiz.

Energía, a través del Viceministerio de Desarrollo Energético, este 2013 ha definido cuatro pilares fundamentales para trabajar: a) El desarrollo y consolidación de un plan estratégico de ahorro y eficiencia energética, que comprenda acciones en el sector de electricidad e hidrocarburos, direccionando el consumo de energía a un uso eficiente y racional, a través del desarrollo de normativas de etiquetado por consumo energético de equipos, sistemas e instalaciones (oficinas públicas y privadas, edificaciones, viviendas y otros) y normativas en iluminación. Todas estas iniciativas ya están en proceso de elaboración. b) La generación de información estadística, que permita trabajar en base a indicadores concretos. Esta información, en la cual ya se viene

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La eficiencia energética es un mecanismo que ayuda a optimizar, tanto los recursos naturales como los recursos energéticos, en la provisión de energía.

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consolidación de la Nueva Política de Eficiencia Energética que será aplicada en diversos sectores como: transporte, industria, servicios, usos residenciales y asentamientos urbanos. El nuevo Estado Plurinacional está realizando importantes inversiones en el sector de generación eléctrica para garantizar el abastecimiento a la población y a los emprendimientos industrializadores, sin embargo, es responsabilidad ahora compartida con la población, apoyar en el uso eficiente y racional de la energía, en cada una de sus actividades diarias, que permitirán un ahorro económico tanto para el Estado como para el usuario; paralelamente, nos permite conservar nuestro medio ambiente en armonía con la madre tierra, garantizando también la energía para las generaciones futuras. ▲ * El autor es viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia. Foto: MHE

l país, a partir de la nacionalización de los hidrocarburos el año 2006, ha tenido un crecimiento importante en el sector económico, que tuvo su impacto en el sector energético a través del crecimiento de la demanda; en virtud a ello es que el Gobierno Plurinacional vio la necesidad de implementar el uso eficiente de la energía en combinación con diversos actores públicos y privados que actualmente forman parte de la Red de Eficiencia Energética. La eficiencia energética es un mecanismo que ayuda a optimizar, tanto los recursos naturales como los recursos energéticos, en la provisión de energía. Tiene que ver con el uso que hacen los distintos sectores y que no afecta la productividad ni el confort de los usuarios. En Bolivia se tienen experiencias de acciones en Eficiencia Energética tanto en la legislación, aplicación de programas, sensibilización y difusión comunicacional cuyos resultados contribuyen de forma indirecta al uso eficiente y racional de la energía. Uno de los programas más emblemáticos por el impacto que tuvo en la comunidad es el del cambio de focos incandescentes por lámparas compactas fluorescentes (focos ahorradores), en las gestiones 2008-2009 y 2011-2012; seguido de las campañas de difusión y sensibilización “Luz que apagas, luz que no pagas” y “Desplaza tu consumo de horas pico”, destinadas a que la ciudadanía forme parte activa de esta política de Estado. Aportes importantes al uso eficiente de la energía, como política pública, fue la implementación de proyectos como el cambio de la matriz energética y programas destinados a la masificación del uso del gas domiciliario y la conversión de combustibles líquidos a Gas Natural Vehicular (GNV). Con la implementación de estas acciones, se obtuvo un ahorro en el consumo de energía y se fomentó un comportamiento racional y sostenible en el uso de la energía. El Ministerio de Hidrocarburos y

trabajando, representa la base de los diagnósticos actuales del consumo energético en el Estado Plurinacional de Bolivia. c) La creación de mecanismos institucionales que permitan viabilizar la Política Nacional de Eficiencia Energética, a través de un ente rector (agencia, dirección u otra instancia), que cuente con un fondo financiero (para el apoyo y desarrollo de iniciativas en eficiencia energética). d) La creación de la Red Nacional de Eficiencia Energética, que compromete tanto a organismos internacionales y a instituciones nacionales, tanto públicas como privadas. A la fecha se cuenta con más de 50 miembros, 30 oficiales y 20 relacionadas, que viabilizarán un escenario de desarrollo, información e intercambio de iniciativas de Eficiencia Energética. El primer paso fue la creación de una página web http://red-ee. hidrocarburos.gob.bo. Si bien el concepto de “eficiencia energética” como ahorro, uso racional y otros, comenzó a usarse en la década de los 70’ en las grandes ciudades del mundo, es el año 2007, durante el gobierno de Evo Morales y como una política de Estado, enmarcada en el “Vivir Bien”, que se crea, mediante Decreto Supremo 29008 de enero 2007, el Viceministerio de Desarrollo Energético, que viene trabajando para la

Tras la conclusión del evento nacional de Eficiencia Energética, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, lanzó la Red de Eficiencia Energética.

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Petróleo & gas

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Las redes de gas domiciliarias avanzan, pero no están en su tope, puesto que falta insumos para la industria nacional por falta de ductos y logística

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Daniel Sánchez, presidente de la CEPB

EN LOS PERIODOS 2011-2012

Mercado interno del gas creció en 3%; demandan mayor atención Foto: Archivo RE

Empresarios y analistas piden que se aumenten los volúmenes del fluido para atender el creciente requerimiento de las industrias nacionales. Una empresa peregrina en busca de gas hace tres años y no obtiene respuesta. TEXTO: franco garcía s.

l mercado interno del gas natural de Bolivia creció a un ritmo de 3,3% el año pasado en relación al 2011, mientras que el de exportación a 69% en similar periodo de tiempo, según una comparación de datos del Boletín Estadístico de la gestión 2012 de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realizada por Reporte Energía. De acuerdo al informe oficial de la estatal petrolera, la comercialización del fluido en Bolivia alcanzó el año pasado en promedio 8,72 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), un 0,29 más que el 2011 cuando se registró 8,44. En cuanto a las exportaciones del energético, se anotó en promedio 40,33 MMmcd el 2012, mientras que un año antes se vendió a Argentina y Brasil solo 34,61. El promedio de los volúmenes de gas natural facturados al Brasil el 2012 se incrementó en 2,85% en relación al periodo 2011, alcanzando los mayores valores promedio en los meses de octubre, noviembre y diciembre con 32,05 MMmcd, 32,19 y 32,05 respectivamente. A su vez, los volúmenes promedio de gas natural facturados a la Argentina en 2012 fueron mayores a los del periodo de 2011 en 66,40% en el marco del cumplimiento a la adenda al contrato entre YPFB y Energía Argentina SA (Enarsa) firmada en marzo de 2010, donde se establece un incremento. Sobre estas cifras, el presidente de la Confederación de Empresarios Privados de Bolivia (CEPB), Daniel Sánchez, indicó que si bien la mayor cantidad de ingresos del erario nacional proviene de la exportación del gas natural, lo que hace a esta actividad muy atractiva, se tiene que tomar en cuenta que también es necesario atender requerimientos de las diferentes industrias del país.

la opinión Alexander Capela, Gerente general Itacamba

‘necesitamos 260 mil pies cúbicos’

Fábrica de cemento de la empresa Itacamba en Arroyo Concepción. Pretenden instalar otra en Yacuses.

“Las redes de gas domiciliarias siguen avanzando, pero no están en su tope, puesto que falta insumos para la industria nacional por falta de ductos y temas logísticos. Hay que tender ductos por todas las ciudades, para tener una provisión equitativa en el mercado interno. Adicionalmente tienen que ejecutarse nuevos proyectos que den la garantía de suministro adecuado e ininterrumpido durante los próximos años”, aseveró. Por su parte el analista energético, José Padilla, mencionó que la Ley de Hidrocarburos establece como prioridad la satisfacción de la demanda del mercado interno, con el fin de fomentar el desarrollo nacional, dirigido especialmente a la provisión del fluido para industrias y el cambio de matriz energética a Gas Natural Vehicular (GNV). “Hasta la fecha no se firma el contrato de suministro de gas natural para la fábrica de cemento de la empresa Itacamba y se conoce otros pedidos de mayores volúmenes para Soboce y Coboce. Al Estado le queda cumplir con la Ley 3058 y dar preferencia a la industria nacional porque se calcula el actual requerimiento en 10 MMmcd del fluido”,

apuntó. Al respecto, Reporte Energía envío un cuestionario a YPFB Corporación para conocer su versión sobre las demandas de mayor atención en la provisión de gas natural para el mercado interno, pero hasta el cierre de esta edición no se obtuvo respuesta. ▲

En realidad hace tres años que venimos solicitando el gas natural y recién el año pasado nos habían dado la confirmación de este suministro, por lo que iniciamos el proyecto, compramos el área, obtuvimos la licencia para desmonte y empezamos a hacer el terraplén, pero en octubre del 2012 recibimos una carta dejando en suspenso nuestra solicitud. Indicaron que para firmar un contrato, Itacamba debería presentar un proyecto de construcción de un ramal de 2 kilómetros que ligaría el Gasbol con la nueva planta. Hicimos el mismo y lo enviamos. Estamos aguardando más de seis meses pero no tenemos la respuesta. Requerimos 260 mil pies cúbicos de gas natural por día, que representa el 0,07% de la capacidad del Gasbol.

cni apunta mejoras y falencias en acceso Según la Cámara Nacional de Industrias (CNI) en el occidente de Bolivia la atención del servicio técnico mejoró respecto a años anteriores con ampliaciones en los gasoductos GAA - GCC, mientras que en Tarija y el sur del país persisten los problemas de abastecimiento. Indican que la capacidad de transporte de gas natural en Bolivia sigue siendo uno de los principales problemas que afecta a la continuidad del servicio y la calidad, debido a las caídas de presión, a pesar de las inversiones y los proyectos encarados por YPFB Transporte. “El servicio comercial de YPFB a los consumidores de gas natural, especial-

mente a los del sector industrial, se asemeja al de los peores y más duros monopolios. La atención es displicente, poco amable y discriminatoria, como hemos indicado en varias oportunidades”, señala la CNI. Cuestionan que el acceso al servicio de gas natural sea cada vez más costoso y difícil para el sector industrial, por lo que “muchos tuvieron que construir acometidas de hasta kilómetros para tener acceso a la provisión de gas natural, cuando la reglamentación indica que esas inversiones y costos son parte del servicio, que se paga bajo estructura tarifaria, que incluye el uso de esos activos”.

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legal la cita se realizará el 6 y 7 de junio en La Paz - bOlivia

Jornadas abordarán interacción de arbitraje con la justicia TEXTO: Lizzett Vargas o.

on el fin de difundir la relación del arbitraje con instancias de carácter ordinario y como un medio válido y efectivo para resolver controversias entre particulares y el Estado se realizará un encuentro internacional del 6 al 7 de junio próximo en La Paz, Bolivia. Las “4tas Jornadas Internacionales de Arbitraje” son organizadas por la Sociedad Boliviana de Arbitraje. Esta versión abordará temas sobre “La interacción entre el Arbitraje y la Justicia Ordinaria”, “Arbitrajes Multipartes”,

“Las Nuevas Tendencias del Arbitraje de Inversión” y “La reestructuración de las inversiones y el alcance de su protección bajo los TBIs”. El evento está dirigido a abogados dedicados al arbitraje, árbitros y a las empresas en general. Los organizadores del encuentro confirmaron la asistencia de 19 árbitros internacionales de connotado prestigio, provenientes de 12 países de Europa, Centro, Norte y Sud América. Entre ellos se destacan: Christian Leathley de Inglaterra, Valeria Galindez de Brasil, Diego Gosis de Argentina, Jaime Gallego de Suiza y Bernardo Cremades Román de España. Asimismo se contará con la presen-

cia del Procurador General del Estado de Bolivia, Hugo Montero, quien expondrá la visión estatal sobre el tema. Al respecto de la realización del evento, el experto en derecho internacional, Iver Von Borries, explicó que actualmente el arbitraje es considerado como uno de los mecanismos más eficaces utilizados a nivel mundial para resolver controversias en materia comercial. De acuerdo al experto, a nivel Latinoamérica el arbitraje es una materia que se va desarrollando con gran celeridad. “Si bien hay países como Colombia o Perú que tienen una cultura arbitral mejor arraigada, a nivel general el arbitraje día a día va cobrando mayor fuerza y con toda

Foto: Archivo / RE

Este evento internacional es organizado por la Sociedad Boliviana de Arbitraje que promueve un escenario para conocer las nuevas tendencias en medidas precautorias en los arbitrajes como también los aplicados en inversión.

Iver Von Borries, experto en derecho internacional

certeza. Debido a las consabidas deficiencias de los sistemas judiciales, este medio alternativo de solución de controversias muy pronto alcanzará mayor preeminencia aún”, avizoró Von Borries. ▲

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Energías alternativas

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La ventaja es que los tres sistemas trabajarán de manera conjunta, comandados por sistemas inteligentes de control para su utilización óptima

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Julio Matos, director de Energías del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

indígenas del sur de bolivia se benefician

Avanza proyecto piloto de generación híbrida en ‘El Espino’ Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

La energía tendrá como fuente sistemas fotovoltaicos, diésel y un aerogenerador en una segunda parte del proyecto. Una cooperativa de distribución, Gobierno Departamental, Gobierno Nacional y el BID invertirán en la zona. TEXTO: Edén García s.

n un trabajo conjunto entre el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) y Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas avanza el proyecto piloto de generación híbrida que se ejecutará en la comunidad El Espino, al sur de Bolivia. Hasta la fecha, la Gobernación adjudicó a la empresa EZER la construcción de las redes eléctricas y la provisión de motores para la generación a diésel y en los próximos tres meses se definirá la construcción del componente fotovoltaico que será financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) El proyecto piloto Sistema de Generación Híbrida El Espino consiste en dotar de energía las 24 horas del día a esta comunidad compuesta por 124 familias, en base a paneles solares y motores que funcionan a diésel. En una segunda etapa se prevé también el ingreso de un aerogenerador. El monto total del proyecto asciende a un poco más de $us 527 mil. De acuerdo a la explicación brindada por Julio Matos, director de Energías de la Gobernación de Santa Cruz, la comunidad recibirá energía principalmente de baterías que almacenarán la energía solar durante el día y, en los horarios picos de mayor demanda, se activará el sistema a diésel para que no haya inconvenientes con el suministro eléctrico. Matos calcula que el sistema a diésel será activado aproximadamente dos horas al día para satisfacer la demanda eléctrica que actualmente no supera los 70 Kilovatios. Con este proyecto se espera cubrir los requerimientos de suministro eléctrico para los próximos 10 a 15 años de la comunidad guaraní. “La ventaja es que los tres sistemas (solar, diésel y eólica) trabajarán de manera conjunta, comandados por sistemas inteligentes de control para su utilización óptima”, acotó. La comunidad cuenta con una escuela y un hospital que no solamente

La Gobernación de Santa Cruz dio inicio a la construcción de redes y el sistema de generación a diésel.

atiende a El Espino, sino a otras 10 comunidades guaraníes, por lo que el suministro de energía es de suma importancia. La idea del proyecto nació ante la dificultad técnica y económica de llevar energía eléctrica vía redes convencionales, por lo que se optó por esta alternativa que aparte de satisfacer la demanda eléctrica, reduce las emisiones nocivas al medio ambiente. Para la CRE, Los beneficios principales de este proyecto se relacionan con mejoras en la calidad de vida de los habitantes de El Espino y sus alrededores, incluyendo mejoras en la educación, la posibilidad de realizar actividades en horario nocturno, potenciamiento de los usos productivos de la energía, y la posibilidad de promover un mayor desarrollo para la población que permita incrementar sus ingresos económicos. Mientras el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz financiará toda la red área de distribución eléctrica, y el grupo generador a diésel, la Cooperativa financiará todo el componente de las obras civiles y eléctricas necesarias en la planta de generación híbrida que incluye casa de máquinas, patio de aloja-

proponen norma para sistemas híbridos Al tratarse de un proyecto piloto y ser el primero en implementarse con estas características en Bolivia, la CRE considera que se hace necesario emitir normas legales que reconozcan su singularidad y permitan la ejecución y operación futura de este tipo de emprendimientos. Con esta finalidad, la Cámara Boliviana de Electricidad (CBE), en conjunto con la Cooperativa cruceña, elaboraron una propuesta de Decreto Supremo que regula el funcionamiento de los sistemas híbridos de generación, en el marco de las disposiciones legales existentes sobre electrificación rural. Esta propuesta, de acuerdo a la CRE, fue enviada formalmente al Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), y esperan una pronta respuesta por parte de esta cartera del Estado Plurinacional.

miento de la planta solar, enmallado del perímetro y sus ingresos, y el montaje de ductos y conexiones internas. Se prevé que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) financie específicamente el componente fotovoltaico del proyecto, a través del Programa de Electricidad Para Vivir con Dignidad (PEVD) del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas con un total de $us 325 mil.

“La política de Gobierno de otorgar luz digna a todos los hogares bolivianos y la sinergia de instituciones internacionales, nacionales y locales permitirá que la descubra + población de El Espino, hasta hoy margireporteenergia.com nada pueda acceder al mismo”, destaca un comunicado del Viceministerio. ▲ comparta

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power point de la presentación de El Espino

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resumen quincenal

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ya se está trabajando con Trafigura en las coordinaciones operativas... para iniciar la exportación de glp en el mes de julio

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Gerente Nacional de Comercialización de YPFB, Mauricio Marañón.

Cheniere instalaría planta de GNL en Chile

Los primeros cortes de gas de 2013 afectan a 300 grandes industrias de Argentina.

SUR DEL PERÚ PODRÍA QUEDAR SIN GAS La empresa brasileña Petrobras estaría negociando el gas de los lotes 57 y 58 para llevarlo al centro del Perú, lo que desabastecería a los pueblos del sur. Los rumores de que Petrobras estaría negociando su gas para venderlo al consorcio Camisea se vieron reforzados cuando se conoció que la petrolera argentina Oil Combustibles adquirió el 51% de los activos de la filial argentina de Petrobras. La información deduciría una voluntad de Petrobras por vender parte de sus negocios, ya que prevé deshacerse de inversiones por $us 14.800 millones a nivel mundial hasta el 2016. El pasado mes el presidente del Perú, Ollanta Humala, informaba que se había resuelto el esquema del financiamiento, de oferta y demanda del

Foto: YPFB

Cheniere, poseedora de los derechos de exportación de los únicos dos terminales de licuefacción en Estados Unidos, estaría buscando socio para construir una planta en Caldera, en la Región de Atacama. Ahora, la empresa está mirando a Chile con mucho interés para desarrollar un terminal de regasificación que le permita vender, a buen precio, el gas que licuará en la costa este de EEUU. Cheniere es el interlocutor obligado de cualquier compañía que se interese en traer shale gas a Chile, pues el único mercado desde donde se lo puede adquirir es EEUU.

miércoles y jueves una “poda” a las grandes industrias que osciló entre los 8 y 9 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), Enargas decidió llevar el recorte a 10 MMmcd para atender la mayor demanda residencial. Las restricciones de suministro alcanzan a todos los contratos que las industrias pactaron bajo la modalidad “interrumpible” y que tienen una tarifa difenciada, pasible de cortes durante una determinada cantidad de días al año. La mayor parte de las grandes industrias afectadas se encuentran dentro de las áreas de concesión de Metrogas.

YPFB en el cierre de contrato con la empresa Trafigura para exportar GLP a Paraguay.

Foto: pachamamaradio.org

Los primeros cortes de gas natural de 2013 que afectan a 300 grandes industrias de Argentina treparán a nivel de 10 millones de metros cúbicos que equivalen a casi el 20% del consumo habitual del sector fabril. Ante la llegada de los primeros días de frío que pusieron al descubierto la crítica situación del sector energético, el Gobierno se vio obligado a aplicar un diagrama de restricciones en el suministro gas a las industrias con el fin de asegurar el “abastecimiento prioritario” a los hogares, hospitales y estaciones de GNC. Tras haber instrumentado el

Foto: diariosobrediarios.com.ar

Crecen los cortes de gas en argentina

Construcción del gasoducto Sur peruano.

gasoducto sur peruano, pero las dudas sobre la concreción del gasoducto sur peruano surgen porque no se tienen

garantizadas las reservas de gas que serán transportadas hacia el Cusco, Arequipa, Puno, Moquegua y Tacna.

YPFB exportará 5.500 TM de GLP a Paraguay Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y la empresa Trafigura coordinan acciones operativas para iniciar desde julio la exportación de 5.500 toneladas métricas (TM) por mes de Gas Licuado de Petróleo (GLP) desde la Planta de Separación de Líquidos Río Grande hasta el vecino país. “Ya se está trabajando con Trafigura en las coordinaciones operativas en temas de transporte, aduanas, puntos de transferencia del producto para iniciar la exportación del producto en el mes de julio, de acuerdo al cronograma establecido”, indicó el gerente Nacional

de Comercialización de YPFB, Mauricio Marañón. Una delegación de esta compañía se encuentra en Bolivia a la cabeza de Nicolás Simián, representante para la región en los negocios de petróleo, para ultimar los detalles de los envíos de GLP a mercados paraguayos. También formó parte de esta comisión Santiago Dorbessan, representante Comercial de Hidrocarburos de Trafigura. La comercializadora tiene 81 oficinas en 56 países. El precio de exportación del producto está en función a las cotizaciones internacionales de convenio para propano y butano.

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empresa

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Un gran porcentaje de las empresas conoce nuestros productos y tiene la confianza en que nuestra labor impacta en su economía

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Richard Widman, gerente general de Widman Internacional Fotos: Reporte Energía

Aniversario

Widman celebró sus 17 años ampliando sus instalaciones La distribuidora de lubricantes y sistemas de filtración festejó su aniversario con un balance positivo en ventas, expansión en nuevos mercados y oferta de productos. TEXTO: CRISTINA CHILO

a empresa distribuidora de lubricantes American y de los Sistemas de Filtración Donaldson, Widman International SRL celebró sus 17 años de operaciones en el mercado boliviano con la ampliación de sus instalaciones que tienen la finalidad de brindar un mejor servicio a sus clientes. El director ejecutivo de la firma, Richard Widman, destacó que continuarán invirtiendo en un mayor stock y en la ampliación de espacios físicos

en todas las oficinas de la empresa en diferentes partes del país. Widman International SRL importa y comercializa lubricantes, refrigerantes y aditivos del mercado norteamericano. También ofrece una plataforma de soporte y asesoramiento a los clientes en temas de mantenimiento de maquinaria y limpieza de fluidos. “Un gran porcentaje del empresariado conoce nuestros productos y también tiene la confianza que nuestra labor impacta en sus posiciones económicas”, indicó Richard Widman. En los últimos años esta empresa ha incrementado sus ventas hasta un 40% teniendo resultados muy positi-

Los principales ejecutivos de la empresa. Juan Montiel (izq), Teresa Briceño (Centro) y Richard Widman (der).

vos fruto de su estrategia de expansión, fortalecido su presencia en el área rural y su oficina en Tarija. Parte del éxito de la compañía se debe al constante desarrollo de nuevos productos empujados por la tecnología y combinados con la demanda del mercado. Asimismo apostó a traer productos “tecnológicamente exquisitos”. Aunque al principio las ventas eran de pocas unidades, con el tiempo se han posicionado como los preferidos en el público que apuesta por la calidad, se relata. En cuanto a lubricantes, su oferta es variada e incluye desde la variedad

de sintéticos o los super semi-sintéticos (API SN) hasta los de altísimas exigencias como los lubricantes para Motos (bajo la Norma JASO MA2). Asimismo ofrece novedosos sistemas de filtración BULK para combustible sucio. Para segmentos exclusivos, Widman apostó también a productos como lubricantes hidráulicos muy exclusivos para marcas afamadas como Mercedes Benz, BMW o Range Rover. El festejo por el aniversario de Widman Internacional contó con la presencia de todo el personal, así como clientes y proveedores a los que se les hizo conocer los desarrollos de la compañía en el último año. ▲

Gualberto Franco (izq), Fanny Mendez (centro) y René Briceño (der).

De izq. a der. Fanny Vargas, Luis Villagra, Ingrid Vargas y Óscar Suárez.

Marco Landívar y Lucy Silva

Elenis Salas y Eduardo Campos.

Patricia y José Ybarnegaray.

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empresa

TODA INVERSIÓN QUE HAGAMOS EN EL DOMINIO DE LAS RELACIONES INTERPERSONALES VA A CONVERTIRSE EN UN BENEFICIO DIRECTO PARA LA EMPRESA

Foto: Reporte Energía

según Coaching de ADEN

‘capacidad de trabajo mejora con Habilidades directivas’ Invertir en capacitación y consultoría es la clave para mejorar las relaciones interpersonales y conseguir beneficios extras en una compañía. TEXTO: CRISTINA CHILO

esde las grandes compañías del sector energético que operan a nivel global, hasta las pequeñas y medianas empresas (pymes) que tiene un rol importante dentro de un país por la generación de empleo, tienen la necesidad de desarrollar habilidades de convivencia dentro de su grupo humano para facilitar el cumplimiento de las metas organizacionales. En este afán el coach (entrenador) profesional, Paulo Baldessari imparte junto con la Escuela de Alta Gerencia ADEN Business School un programa de habilidades directivas orientado a desarrollar una comunicación efectiva y facilidades negociadoras para mejorar la capacidad del trabajo en equipo en las empresas, además de desarrollar herramientas para la gestión del cambio, la innovación y el liderazgo personal. El objetivo es mejorar la calidad de los procesos que las personas desarrollan, dice Baldessari y agrega que para ello se debe comprender que los equipos en cualquier tipo de industria son personas con un cerebro social que los empuja a relacionarse.

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Todos los equipos se parecen a sus líderes. Si a un gerente no le gusta su equipo lo primero que tiene que analizar rápidamente es qué debe cambiar De sí mismo

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“Es por eso que trabajar para que la gente se relacione mejor consigo misma y con los resultados, es clave en las empresas. Es lo que hace que podamos hacer crecer los resultados. No es una opción”, señala. El experto indica que la prueba es que las personas y equipos más exitosos son aquellos que tienen mejor calidad de relación. “Toda inversión que hagamos en el dominio de las conexiones interpersonales va directamente a transformarse en un beneficio para la empresa”, dice. En la industria del petróleo se trabaja mucho para mejorar la calidad de los procesos con los que se consigue, por ejemplo, que las personas trabajen de manera más segura. Esto se explica porque cuando mejor se relacionan las personas, cuanto más responsable son, cuanto más acuerdan compromisos y los cumplen, mayor capacidad tienen de reducir la tasa de accidentes, afirma. LA PARTE OCULTA DEL ICEBERg Un problema actual es que en las organizaciones se tiende a invertir en aquello que se ve de manera inmediata y se evita invertir en aquello que no es evidente enseguida, pero el punto de apalancamiento de toda la energía que se desarrolla en grupo está debajo de la superficie. Baldessari cita al libro “La Columna Izquierda” elaborado por Chris Argyris, quien define que todas aquellas cosas que se dicen y sienten en un equipo pero no se le dicen al otro, se acumulan en cada miembro del equipo y terminan saliendo de manera abrupta, maltratando a los compañeros, afectando el clima y por ende, erosionando los resultados. “Argyrius dice que todas estas cosas

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Paúl Baldessari, coach profesional de Aden Business School

Paúl Baldessari, es coach profesional de Aden Business School.

que pensamos pero no decimos, son como el petróleo, si se derrama intoxica todo lo que toca, pero si se lo refina se convierte en energía”, cita. Los problemas más típicos en los equipos dentro de las empresas y frente a los que se debe estar atentos son: cuando todos los miembros se apropian de la verdad, es decir, hay un montón de gente teniendo razón pero sin tener resultados. El segundo problema es cuando los resultados dependen casi exclusivamente del líder. “Si en la empresa la clave es el jefe, hay un problema que se hará evidente cuando este no esté. Lo óptimo es tener una organización con equipos autogestionados, en el que el líder tiene un rol más estratégico que operativo”, dice el coach. El cuarto problema, es cuando en una empresa se dice una cosa, se hace otra y nadie reacciona ante esto. “Esos son equipos que tienen problemas de compromiso y mucha victimización”. El último de los problemas, es cuando los equipos no saben lo que quieren, es decir, sus deseos no están alineados con los de la compañía. Según Berdessari, las diferentes intervenciones realizadas con ADEN en Latinoamérica, dan cuenta que muchos de

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Las empresas cruceñas tienen mucho empuje, están orientadas a los resultados pero tienen una oportunidad de mejora en términos de relacionamiento y de creación de vínculo

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los equipos han perdido la idea de visión y el rumbo respondiendo simplemente a lo que se les pide. “Esto en el mundo actual no alcanza. En una organización hay que tener claro el ‘para qué de las cosas”. ¿Cómo se hace? Baldessari afirma que hay que tener en claro que ninguna compañía es más grande que la gente que tiene, por lo tanto invertir en el capital de humano implica capacitar y dar consultoría. “Capacitar es dar las herramientas necesarias para mejorar los problemas, y no hay que olvidar la frase que dice: aquel que tiene un martillo ve todos los problemas como clavos”, detalla. La consultoría es para poder hacer un análisis de los procesos comunicacionales y poder ajustarlos de acuerdo a cada caso. Según el experto, en el mundo existen muchos ejemplos de equipos que se han formado con muy poco dinero y que se transformaron en grandes compañías. La fórmula es que con dinero y sin talento no se llega muy lejos, entonces invertir en el crecimiento de las personas hace que crezcan las compañías, mejora el clima laboral y por ende, los resultados. El coach también aconseja no creer en que los equipos eficientes pueden formarse naturalmente. “Hay muchos equipos que hasta que logran su primer triunfo tienen una buena manera de vincularse, después se estancan”. De acuerdo a Baldessari, un gerente debe estar atento al momento en el que se empieza a escuchar negatividad en los miembros. Es decir, cuando los miembros culpan de sus pocos resultados a una serie de cosas; y la tercera, cuando hay un “triunfalismo hipócrita”, es decir, cuando se empiezan a festejar cosas que no ameritan. ▲

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empresa Foto: Maxam -Fanexa

i JORNADA TÉCNICA

manejo seguro de explosivos en taller de maxam La capacitación fue realizada por primera vez en Oruro para actualizar a mineros en avances tecnológicos. TEXTO: doria añez

a I Jornada Técnica Nacional 2013 denominada “Eficiencia en la Aplicación de Explosivos” se realizó a finales de abril en Oruro con el objetivo capacitar a los usuarios, en su mayoría mineros, sobre el manejo seguro y eficiente de explosivos. Los temas del evento fueron desarrollados por el jefe de Productos Ex-

plosivos de Maxam-Internacional, Jorge López Rodriguez, quién expuso sobre los avances en técnicas de perforación y utilización de explosivos en minería de cielo abierto y subterránea. También promovió el intercambio de experiencias entre los participantes creando un debate para buscar como premisa la eficiencia traducida en el ahorro de tiempo, costos y energía. López además indicó que la minería de Oruro “está evolucionando hacia una mayor tecnificación” y que existe el inte-

Fueron capacitados más de un centenar de asistentes en su mayoría mineros.

rés de “hacer las cosas cada vez mejor”. La jornada fue organizada por Maxam-Fanexa para que los usuarios tengan la posibilidad de actualizarse en los avances tecnológicos y aplicaciones de explosivos gracias a la maquinaria moderna, herramientas de perforación, detonadores y accesorios que logran optimizar la voladura. En este sentido, el gerente general de la compañía, Arístides Álvarez, destacó que con este tipo de talleres buscan que la gente conozca lo que se está uti-

lizando en otros sitios del mundo para que en el futuro se use en Bolivia. En Bolivia Maxam – Fanexa atiende a la gran minería y entre otras empresas tiene como clientes a San Cristóbal; Sinchi Wayra y las cooperativas que operan principalmente en el occidente del país. Para los trabajos de sísmica en exploración en el sector petrolero han participado en Palmar 3-D, Margarita 3-D, Margarita Norte 2-D, Huacaya 3-D, Percheles 3-D, Ipati 3-D, Lliquimuni 2-D y Vuelta Grande 3-D. ▲

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empresa

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En los ocho años de presencia en Bolivia, cummins ha tenido un importante crecimiento en la provisión de equipos de generación

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Mauricio Salas, gerente general de Cummins Bolivia.

TEXTO: cristina chilo

Generadores de energía proveídos e instalados por Cummins en la planta San Alberto de Petrobras.

líder en el mercado nacional e internacional

Cummins provee motores y generadores de alta eficiencia y tecnología Empresas de la talla de Minera San Cristóbal y Kimberly Bolivia han confiado en el fabricante americano de motores y generadores de gas y diésel que gana terreno. Fotos: Cristina Chilo / Reporte Energía

ummins Bolivia se posiciona como una de las principales proveedoras de equipos de alta potencia para el área de oil & gas, minería, además de brindar soluciones energéticas con tecnología limpia y eficiente que cada vez es más requerida por las grandes industrias del país y el mundo. Una de las empresas que ha optado por los equipos de Cummins, es Kimberly Bolivia SA, que está instalando un generador de energía a gas para poder garantizar su producción de manera permanente. Dado su compromiso con el medio ambiente, esta empresa demanda equipos que garanticen la eficiencia en el consumo de combustible así como en la emisión de gases. Fue así que Cummins se convirtió en el proveedor ideal de kimberly Bolivia, a quien además de entregar el generador otorga un equipo entrenado para la instalación del mismo. El grupo generador de Cummins para Kimberly Bolivia es de modelo CI 540 N5C, con motor QSU91 y una potencia de 1.500 KW, el mismo que satisface las necesidades de una industria altamente productiva. Según Mauricio Salas, gerente general de Cummins Bolivia, hay interés en muchas empresas nacionales en hacer que su producción sea más confiable y eficiente, por este motivo se preocupan en adquirir energía de respaldo para sus procesos productivos y buscan alternativas que puedan ofrecer una cobertura total tanto de garantía como de soporte al producto. Otros de los principales productos de Cummins para la industria en general, son los motores a gas y diésel, que son íntegramente hechos por el fabricante americano. Es decir, “tanto el motor, el alternador y los controles llevan la tecnología desarrollada por Cummins que es reconocido a nivel mundial por desarrollar tecnologías verdes que reducen el impacto en el medio ambiente”, señala Salas. Otro de los clientes más importantes de esta distribuidora es la minera San Cristóbal a quien Cummins, provee de motores, grupos electrógenos (generadores), repuestos, filtros y servicios técnicos desde el inicio de su presencia en Bolivia. “Al ser la empresa más grande de Bolivia y unas de las más importantes a nivel mundial en la industria minera, hemos adecuado nuestra estructura para brindarles soporte de clase mundial. Nues-

Mauricio Salas Veintemillas, gerente general de Cummins Bolivia mostrando uno de los generadores de su stock.

tros técnicos están certificados en todos los motores Cummins que tiene San Cristóbal, así también tenemos un stock de repuestos y filtros dedicado a este cliente con una inversión muy importante”, detalló el ejecutivo. En los ocho años de presencia en el Bolivia, Cummins creció en todas las áreas por las inversiones que se ejecutan en el sector industrial. Sin embargo, se destaca el crecimiento en generación de energía de respaldo y primaria, al igual que el departamento de servicio, que crece de manera sostenida. ▲

Motor en Hover Haul, QSK 60 de 2000HP de una pala excavadora Komatsu PC4000 de Minera San Cristóbal.

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electricidad

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Poco a poco estamos generando más energía para toda Bolivia, no sólo para el servicio doméstico, sino también para la industria que crece

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Evo Morales Ayma, presidente del Estado Plurinacional de Bolivia

se adiciona otros 32 MW de potencia

con el ingreso de kenko al sin concluye plan de emergenciA

El jefe de Estado, Evo Morales, aprovechó el acto para anunciar que para 2025 se tendrá una oferta de 6000 MW.

Fotos: MHE

La generadora destinó una inversión de $us 46.5 MM. Fue instalada por Pacific Rim Energy. La subcontratista ESE participó en obras civiles y montaje de la planta.

Habitantes de la ciudad de El Alto participaron masivamente en el acto de inauguración.

Autoridades nacionales, departamentales y municipales festejaron la entrega de la 2da termoeléctrica en El Alto.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

on la entrega de la segunda termoeléctrica en la ciudad de El Alto, se concluyó el Plan Inmediato de Adición de Potencia (PIAP), que fue encarado por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), mediante su subsidiaria nacionalizada Valle Hermoso para enfrentar los problemas suscitados en Bolivia por el crecimiento de la demanda eléctrica ante una menor oferta de generación. La planta inaugurada tuvo una inversión de $us 46.5 millones, financiados por el Banco Central de Bolivia (BCB), ins-

talada por el consorcio Pacific Rim Energy y fabricada por Roll Royce. La subcontratista ESE participó en la construcción de obras civiles y montaje de la planta termoléctrica. El pasado nueve de mayo, el presidente de Bolivia, Evo Morales, inauguró en la ciudad de El Alto la segunda Unidad Termoeléctrica, en la subestación El Kenko, que fortalece la capacidad de oferta en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). La subestación Kenko con ambas unidades generadoras aporta aproximadamente 50 MW al SIN cubriendo la demanda de energía eléctrica de La Paz y de la emergente ciudad de El Alto. “Entregamos de manera oficial estos

La subestación El Kenko, con sus dos generadoras, aporta 50 MW al SIN.

32 megavatios (MW) para el SIN. Poco a poco estamos generando más energía para toda Bolivia, no sólo para el servicio doméstico, sino también para la industria que crece”, indicó el Jefe de Estado. Junto al Primer Mandatario boliviano estuvieron presentes la viceministra de Electricidad y Energías Alternativas, Hortensia Jimenez, el gerente general de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Arturo Iporre, el gerente general de ENDE Andina, Hugo Villarroel, el presidente del BCB, Marcelo Zabalaga, el alcalde del Municipio de El Alto, Edgar Patana, entre otras autoridades. “Nosotros como sector eléctrico tenemos que acompañar el crecimiento de la demanda. Tenemos una cartera de

proyectos importante el próximo quinquenio que nos permitirá incorporar más de 620 MW, con una inversión de más de $us 1.000 millones. Comenzando del proyecto Bulo Bulo, la Termoeléctrica del Sur, Termoeléctrica de Warnes, Hidroeléctrica de Misicuni, Hidroeléctrica de San José, el proyecto Geotérmico Laguna Colorada”, aseveró la viceministra Hortensia Jiménez. “Tenemos una propuesta para el 2025 de alcanzar los 6.000 MW. En este sentido, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, me informó que se tiene un buen avance y que es sólo cuestión de recursos económicos, hay buenos proyectos para Bolivia”, concluyó. ▲

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la eficiencia energética contribuye a la seguridad energética... el coste de las importaciones de combustibles... y los subsidios del gobierno a la energía

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Daniel Greif, presidente de la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Ursea) Foto: Franco García / Reporte Energía

electricidad TEXTO: Lizzett vargas o.

l Banco Interamericano de Desarrollo (BID) estimó que entre 2010 y 2020 los países de América Latina necesitarán un 40% más de energía, por lo que es necesario la implementación de medidas de eficiencia energética en la región, recomendó Daniel Greif, presidente de la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Ursea) de Uruguay. La autoridad de Ursea, calculó que en este periodo se requerirá el equivalente entre 1,2 y 1,7 millones de Gigavatios Hora (GWh), por lo que es necesaria una reducción del 10% del consumo de energía eléctrica en la región. Se estima que para ello se requerirá una inversión en torno a los $us 16.000 millones para ejecutar medidas de eficiencia energética. Greif, señaló que si en vez de esa reducción del consumo se decidiera cubrirlo ampliando la capacidad de generación, eso requeriría por parte de los gobiernos invertir $us 53.000 millones. “Además de este beneficioso cálculo económico directo, las mejoras en eficiencia energética contribuyen a una mayor competitividad, permiten introducir nuevas tecnologías, generan empleo y aumentan la confiabilidad de los sistemas de energía”, argumentó. Por otro lado, la eficiencia energética contribuye a la seguridad energética, reduce tanto la vulnerabilidad como el coste de las importaciones de combustibles, permite reducir las facturas de los consumidores y los subsidios del Gobierno a la energía, además de disminuir las emisiones de GEI. “En definitiva, la eficiencia energética es la solución más eficiente para la región”, destacó el experto. De acuerdo a los indicadores de eficiencia energética de la Ursea, los países de América Latina y el Caribe (ALC) en conjunto tienen amplios márgenes de mejora en este ámbito. Sin embargo, se cita alguna barreras institucionales, regulatorias y de política para impulsar su aplicación, entre las que se destaca la ausencia de políticas efectivas que aborde la temática de forma global. En este sentido, el experto recomendó que la eficiencia energética debe ser incluida en la agenda energética nacional de los países de la región y además con una perspectiva de largo plazo. “Se tiene que concebir a la eficiencia energética como un instrumento clave

Daniel Greif, presidente de Ursea, participó en el encuentro anual de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía realizada en Santa Cruz - Bolivia.

análisis del BANCO iNTERAMERICANO DE DESARROLLO

américa latina requerirá 40% más de energía hasta el 2020 descubra +

reporteenergia.com

Se necesita un equivalente entre 1,2 a 1,7 millones de GWh. Para lo cual se debe comparta aplicar una reducción del 10% del consumo de energía eléctrica en la región. para lograr, al tiempo, un suministro energético seguro, competitivo y sostenible ambientalmente”, sugirió Greif. Explicó que la política en eficiencia energética debe contar con un marco jurídico adecuado y plasmarse en documentos legislativos del máximo rango (leyes), por lo que es muy importante, una correcta institucionalización. A este aspecto, añadió que es necesario la aplicación de instrumentos de promoción de la eficiencia energética, y que deben abarcar a todos los sectores, energéticos y no energéticos. Dentro de los sectores no energéticos, deben incluirse tanto la industria, el transporte, la edificación, los servicios públicos, la agricultura, como los consumidores domésticos. Entre estos, se debe incluir las campañas de información y concienciación sobre el uso racional de la energía que son particularmente necesarias. “Hay que retener una idea esencial: la eficiencia energética ha de ser una política transversal”, apuntó el experto. “Se reconoce que no es fácil establecer comunes denominadores para la región en esta temática. Se hace un interesante recuento de lecciones apren-

didas, aplicables en términos generales a numerosos países de ALC”, ponderó Greif. ▲

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la presentación sobre eficiencia energética en América Latina

vea

reporteenergia.com

EVALUAción de la eficiencia energética en ALC 1. Debe haber instituciones que diseñen, implanten y operen programas en forma estable y continua. 2. El potencial de ahorro de energía sigue siendo alto (≈20-25%). 3. Las señales de política han sido hasta ahora insuficientes. 4. Se deben reforzar las instituciones que ya se tienen antes que crear

otras nuevas. escucha reporteenergia.com 5. Se debe promover el desarrollo de capacidades institucionales descentralizadas. 6. Se debe mejorar la articulación del financiamiento privado. 7. Se debe aumentar el esfuerzo de capacitación e información del público.

Fuente: Unidad Regulatoria de Servicios de Energía y Agua (Ursea) de Uruguay.

situación de la regulación de eficiencia energética Normativa Bolivia Brasil Ecuador España Guatemala México Panamá Portugal Uruguay

0% 100% 0% 100% 33% 67% 0% 67% 100%

Instrumentos de promoción 14% 43% 43% 29% 0% 14% 0% 57% 100%

Difusión e información 75% 75% 100% 100% 75% 25% 50% 75% 100%

Fuente: Unidad Regulatoria de Servicios de Energía y Agua (Ursea) de Uruguay.

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El primer tema a clarificar es que no hay que cerrarnos a que la integración sea eléctrica o gasífera sino que se debe ver en su conjunto

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Juan José Carrasco, director ejecutivo del CIER

Foto: Franco García S./ Reporte Energía

juan j. Carrasco, director ejecutivo del cier

‘la planificación energética debe tomar en cuenta lo regional’ El especialista considera que la integración entre países permitirá ahorrar recursos en la implementación de proyectos para provisión de energía eléctrica. ENTREVISTA: FRANCO GARCÍA S.

aproveche de forma óptima los recursos de cada país.

¿Cuáles son los factores esenciales que pueden permitir avanzar de manera concreta en la integración energética latinoamericana? Latinoamérica tiene enormes recursos energéticos. El primer tema a tomar en cuenta es que no hay que cerrarnos a que la integración sea eléctrica o gasífera sino que se debe ver toda la energía en su conjunto. En realidad detrás de esa energía, lo que hay son usos domésticos o para producción. Es decir, se puede lograr calefacción en base a electricidad, a gas o de otra forma. Lo que cada país tiene que hacer es buscar el modo más óptimo de utilización de acuerdo a los recursos que posee. Respecto a la integración, se tiene que ver que en la Región debe generarse una escala para uso de recursos, de modo que se optimicen las inversiones. Es decir, hay que aprovechar para compartir ciertos recursos con otros países. Evidentemente para ello los proyectos tienen que ser económicamente viables para las partes y sentir que son beneficiados por esas integraciones. Es una mejor solución a la autárquica, en la que se busca hacer las cosas aisladamente porque se requiere de un mayor nivel de inversión y por lo tanto costos mayores, que al final alguien los paga. A su vez hay complementariedades. Por ejemplo, los países que tienen hidrocarburos con los países que poseen hidro energía. Evidentemente unos pueden aportar energía firme y otros energías renovables. Entonces esas sinergias pueden posibilitar contar con costos mucho menores y que se

¿La creciente demanda de energía puede ser un elemento que acelere este proceso? Lo primero es que se generen proyectos concretos. Los países tienen que tomarlos en forma institucional, es decir, en una planificación energética que tome en cuenta lo regional. El otro asunto es tener mucho contacto entre los responsables de hacer esas planificaciones y buscar una serie de mecanismos flexibles de tipo comercial que permita generar una serie de reglas estables en las cuales los compromisos se respeten y se garantice que se beneficiarán los países desde el punto de vista económico. Debe buscarse que esas interconexiones den seguridad a cada uno de los sistemas, es decir, que ante una falla en uno el otro le puede respaldar o socorrer. Después hay que tomar algunas medidas de cuidado en las tarifas y precios en las que la demanda ampliada que tiene que suministrar un país para cubrir la necesidad del otro puede implicar un aumento de precios en el que está exportando la energía, lo cual llevará a que la opinión pública en general se muestre en oposición a ese tipo de comercio, porque al final dice para eso yo prefiero que el mercado sea cerrado porque al final los precios son más baratos. En el caso de las inversiones, como se trata de muchos niveles, probablemente deberán ser mixtas, pero habrá que ver porque en Latinoamérica se están efectuando un montón de soluciones tanto en inversiones públicas, mixtas y privadas.

HOJA DE VIDA Es ingeniero eléctrico. Desde hace un año y medio se desempeña como director ejecutivo del CIER. Antes dirigía uno de los grupos de benchmarking de calidad de servicios a nivel regional que publica todos los años este organismo. Trabajó en el sector eléctrico en los últimos 25 años y su último cargo fue gerente de la distribuidora de energía eléctrica en Uruguay, que cuenta con 1.300 clientes y 80 mil kilómetros de red, con un grado de cobertura de 98%. Actualmente se tiene un mix (mezcla) que antes no se veía, porque está aumentando mucho el rol público - privada, donde el Estado y los empresarios participan en los proyectos de forma conjunta, pero habrá que trabajar mucho en la confianza.

cursos económicos. Lo mismo le pasa a Inambari, porque llevar electricidad para cubrir la demanda de Perú probablemente sea más difícil que alimentar con energía a parte de Brasil, recaudando fondos para hacer obras que más convengan al país.

¿Puede beneficiar la integración a países que tienen problemas en equilibrar su capacidad de oferta y demanda eléctrica? Si claro. Independiente que pueda haber aspectos que no se hayan analizado en el CIER 15 había un conjunto de emprendimientos entre países, como el del caso peruano con Inambari, Cachuela Esperanza en Bolivia y San Antonio y Jirau en Brasil. Lo que se vio es que ese conjunto era mejor que cada uno por separado porque la hidroeléctrica del Perú podría tener un embalse y por lo tanto guardar agua, mientras que las restantes podrían ser represas de pasada por su zona. Además se suma el hecho de que si por ejemplo Bolivia tiene agua para hidroelectricidad pueden generar re-

¿Por qué no se concretan estos proyectos si son tan beneficiosos para los países? El problema es que hay desconfianza por situaciones ocurridas en el pasado. A principios de los 2000 se dio el tema de los contratos que eran firmes con Chile y Brasil, pero no se cumplieron, después hubo cambios en las regudescubra + reporteenergia.com laciones y tampoco se cumplieron las cláusulas, entonces se generó desconcomparta fianza por lo que todo mundo se volvió autárquico, dependiendo de sí mismo y no de otros. descargue reporteenergia.com/descargas Esto no es un tema menor a resolver que deberá estar en la agenda futuvea ro de los países. ▲ reporteenergia.com

escucha

reporteenergia.com el audio completo de la entrevista al Director ejecutivo del CIER

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electricidad

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la integración con mayor probabilidad de éxito, será la que respete los intereses y posturas ideológicas de cada país

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Estudio 2013 “Integración Eléctrica en América Latina: Antecedentes, Realidades y Caminos por Recorrer” de la Cepal.

n estudio de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal) de este año afirma que en la actualidad no hay condiciones para contar con un mercado eléctrico con despacho unificado a nivel regional (y tampoco subregional), ni un entorno favorable para la implementación de contratos firmes de exportación e importación. La posición del organismo planificador internacional se basa en que los mecanismos hasta ahora implementados, se mostraron insuficientes para soportar tensiones importantes (particularmente en momentos de crisis energética, económica o política entre países). “La experiencia reciente mostró que consideraciones de carácter geopolítico, así como aspectos que involucran cuestiones de soberanía, deberán ser tomadas en cuenta a la hora de dar un nuevo impulso a la integración energética regional”, sostiene el informe denominado “Integración Eléctrica en América Latina: Antecedentes, Realidades y Caminos por Recorrer”. Del mismo modo se indica que el énfasis en la seguridad del abastecimiento y la reducción de la dependencia ocuparán un lugar importante en la agenda energética regional a futuro. Además, añade que los esquemas de integración que se están configurando, buscarán un nuevo equilibrio entre la participación pública y privada en lo que atañe al rol empresarial y al financiamiento, y contarán con una importante presencia del Estado en la planificación y fijación de políticas energéticas. En cambio - asegura - existiría un amplio margen de actuación para seguir profundizando en la integración de los sistemas, sobre la base de intensificar la utilización de la infraestructura regional disponible, mediante la implementación de transacciones de corto plazo que permitan una mejor utilización de los recursos energéticos regionales. Esta relación debiera efectuarse en un marco de respeto por la autonomía de los diferentes países en cuanto al manejo de sus recursos energéticos internos, así como la construcción de centrales binacionales (incluida la construcción por un país de una central en otro) y nuevas interconexiones que resulten viables bajo los nuevos esquemas. Para ello se requerirá (además de una voluntad política que debería plasmarse en la firma de tratados entre los Estados): una institucionalidad mínima y una ar-

según estudio 2013

Cepal: No hay condiciones para integración eléctrica con contratos en firme Sin embargo, AL y el Caribe tienen margen para profundizar en integración de sistemas, utilizando la infraestructura regional disponible con transacciones a corto plazo. Fuente infografía: Telam

TEXTO: franco garcía S.

Se espera que los estudios de factibilidad de los proyectos hidroeléctricos binacionales Garabí y Panambí, que encaran Argentina y Brasil, estén listos el 2014.

monización regulatoria básica que posibilite los diferentes tipos de acuerdos; esquemas de arbitrajes internacionales; la existencia de una infraestructura de interconexión; y una planificación a nivel nacional que incorpore una visión regional, coordinando al menos la expansión de la trasmisión y requerimientos de capacidad para situaciones de emergencia. La Cepal asevera también que queda planteado el desafío de encontrar mecanismos de asignación que permitan neutralizar o atenuar los eventuales impactos negativos de los proyectos de interconexión, e implementar fórmulas de reparto de los beneficios globales. En este contexto, los esquemas de integración con mayor probabilidad de éxito, serán aquellos que se construyan sobre la base del respeto por los interedescubra +y ses y posturas ideológicasreporteenergia.com de cada país presenten un diseño flexible que les permita adaptarse a un entorno cambiante, comparta destaca en una de sus conclusiones. ▲

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el informe de Cepal sobre la integración eléctrica en la Región

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reporteenergia.com

destacan Avances en los últimos años Más allá de las complejidades y dificultades que presentan los procesos regionales de integración energética en América Latina, los avances logrados fueron significativos. La experiencia de estos procesos en el marco del Mercado Común del Sur (Mercosur), la Comunidad Andina (CAN) y el Mercado Eléctrico Regional (MER) muestra que éstos se han podido desarrollar bajo diferentes esquemas, tanto en lo físico como en lo comercial y regulatorio, indica la Cepal. En este marco puntualiza que los países del Mercosur concretaron en los últimos 30 años una cantidad significativa de proyectos, que permitieron avanzar en la integración de sus sistemas eléctricos y desarrollar intercambios con im-

portantes beneficios para las partes. Esta afirmación no implica el desconocimiento de controversias entre los países, algunas de ellas de fuerte impacto en su relacionamiento. Sin embargo, los países siguen trabajando en la mejora de los mecanismos de intercambio, tránsito de energía a través de terceros países y existen importantes proyectos en construcción (ej. Interconexión de gran porte UruguayBrasil) y otros en fase de estudio (ej. Central hidroeléctrica binacional de Garabí). En cuanto al proceso de integración eléctrica regional andina (incluido Chile), ha tomado un nuevo impulso a partir del encuentro de autoridades de este sector en Galápagos.

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opinión

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La desconfianza y el descontento social se manifiesta en riesgos operacionales, legales, de reputación y financieros en las empresas

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Fernando L. Benalcázar, vicepresidente para América Latina de Equitable Origin

FERNADO BENáLCAZAR CONFERENCISTA EN el igef 2013 aborda el tema central del evento

la Importancia del factor socio ambiental en la industria petrolera El autor, experto en tratamiento de temáticas ambientales y sociales ligadas al sector hidrocarburífero, considera que todos los actores tienen el deber de administrar responsablemente la producción de los recursos energéticos.

chenta y ocho millones de barriles de petróleo se producen diariamente y son utilizados ampliamente en la agricultura, el transporte y la fabricación de decenas de miles de productos de uso cotidiano. Latino América tiene un papel preponderante en la producción de hidrocarburos y por ende su impacto regional en lo económico y social es grande. Alternativamente, aún cuando se busca desarrollar fuentes de energía renovable, el petróleo y el gas serán partes integrales de nuestras vidas durante las próximas décadas. Todos tenemos un deber colectivo de administrar responsablemente la producción de estos recursos hidrocarburíferos vitales para el desarrollo de esta región. Cambiando paradigmas y emulando las buenas prácticas de empresas petroleras líderes en el mundo, es decir, mejorando la forma actual de ejecutar ciertos proyectos y operaciones, es posible producir petróleo y gas con altos estándares sociales, ambientales, éticos y de gobernanza, beneficiando a las comunidades locales, protegiendo los ecosistemas naturales y a la vez manejando los riesgos del negocio. La publicidad en torno a accidentes industriales, incidentes ambientales y malestar social brinda una imagen negativa de la industria de petróleo y gas. Para la industria, estos representan costos previsibles y riesgos operativos evitables de reputación. De contarse con un enfoque en el cual las empresas comprometidas con las mejores prácticas y la mejora continua contribuirán a cambiar percepciones y a ser reconocidas por su liderazgo, en un futuro donde los consumidores puedan ejercer su elección y reconocer a los más altos niveles de desempeño social y ambiental. La expansión de la industria hidrocarburífera hacia nuevas fronteras, cada vez más remotas y en áreas tradicionalmente ocupadas por pueblos ancestrales y/o en

zonas ambientalmente sensibles, exige ingentes inversiones, demanda a más de la mejor ingeniería, creatividad en lo social, ambiental y en el uso de sus recursos para ser efectiva. Este crecimiento también debe acompañarse de creatividad para cambiar ciertos paradigmas propios de la industria pero que hoy no son las mejores herramientas para el éxito bajo estas circunstancias.

Foto: Archivo RE

TEXTO: Fernando benalcázar*

Necesidades No Satisfechas Es beneficios contar con iniciativas Social Corporativa (RSC) se están expancomo la de la empresa Equitable Origin diendo a nuevas áreas, a menudo fuera (Origen Equitativo en español) que se del control y conocimiento tradicional de fundó para satisfacer la fuerte demanda los administradores de la cadena de sumino satisfecha del público por petróleo y nistro y profesionales de la inversión. gas producido responsablemente. La certificación bajo un sistema inTodos dependemos del petróleo y dependiente como el presentado por EO gas, pero nuestro beneficio no debe ser permite y optimiza la debida diligencia a costo de otros o del ambiente. Equitasocial y ambiental, su evaluación, monitoble Origin impulsa las mejores prácticas reo y fijación de metas. y el mejor desempeño a través de su inLa sociedad civil es un elemento novador estándar, un programa robusto fundamental de la buena gobernanza independiente de aseguramiento y un para asegurar la sistema de certifiprotección de cación y etiquetalos derechos hudo-ecológico. el desempeño empresamanos, cultura, La necesidad rial mejora cuando se subsistencia y imperativa de las alinea con incentivos naturaleza, pero empresas de pecomerciales. EO coa menudo carece tróleo y gas para necta a líderes en prode la capacidad gestionar asuntos ducción responsable para compromemateriales en su de hidrocarburos con ter a los grandes negocio se hace consumidores socialnegocios. Este más demandante mente conscientes estándar proporcada año. ciona una herraLa desconmienta técnica fianza y el desconconstructiva para establecer el dialogo, tento social se manifiesta en importantes evitar conflictos y monitorear las práctiriesgos operacionales, legales, de reputacas. ción y financieros en todos los niveles de El deseo de los consumidores de las empresas internacionales de petróleo participar en el cambio social es considey gas. rablemente mayor que las oportunidades El Estándar EO100 y su certificación para expresar sus valores a través de comproveen un camino a la licencia social pras domésticas, especialmente de propara operar minimizando riesgos y una ductos derivados de petróleo y gas que manera clara para distinguir las emprese encuentran en una gran variedad de sas líderes de aquellas que se mantienen productos de uso cotidiano. Los Certificaen cierto statu-quo operacional y poder dos EO y el eco-etiquetado subsecuente cambiar la percepción global de la indusproveen un mecanismo confiable e intria. dependiente a los usuarios para apoyar y Las fronteras de la Responsabilidad

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fomentar su producción responsable de petróleo y gas. EO como herramienta socio ambiental para la industria Equitable Origin es el primer sistema independiente socio-ambiental de certificación, canje de certificados y de etiquetado ecológico del mundo para la industria hidrocarburífera desarrollado con la participación de grupos de interés/ partes interesadas. Se busca catalizar un nuevo estándar para la industria donde la protección ambiental y de la biodiversidad sea optimizada y las comunidades locales se beneficien social y económicamente y de paso se reconozca a las operadoras por su liderazgo. El desempeño de una empresa mejora y es sostenido cuando se alinea con incentivos comerciales. El sistema EO conecta a líderes en producción responsable de petróleo y gas con consumidores socialmente conscientes, a través de un mecanismo basado en el mercado. Consta de tres elementos: En primer lugar el Estándar EO100™ proporciona un método objetivo para medir y certificar independientemente el desempeño social y ambiental de proyectos de exploración y producción de petróleo y gas. En segundo lugar los Certificados EO son emitidos a operadores de petróleo y gas certificados y se basan en un puntaje de desempeño por cada sitio de operación para premiar su compromiso con altos estándares operacionales. Estos Certificados pueden venderse a fabricantes, minoristas y otros clientes downstream. Finalmente el Etiquetado-Ecológico EO permite a los compradores de Certificados EO resaltar su apoyo directo a la producción responsable de petróleo y gas; permite a los consumidores elegir productos de origen justo. Estándar EO100™ El Estándar EO100™ fue concebido y desarrollado con grupos de interés/partes interesadas desde sus primeros días en el 2009 hasta su lanzamiento en el 2012.

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Consolida y alinea sistemas de gestión y desempeño, indicadores de reporte y lineamientos de la industria reconocidos mundialmente. Está basado en seis principios que cubren temas de gobernanza, sociales y ambientales en la exploración y producción de petróleo y gas. El Estándar EO100™ incorpora un sistema de puntuación ordenado en tres niveles de Cotas de Desempeño (CDs): CD1 indica que el desempeño de un sitio cumple con las mejores prácticas de la industria; CD2 indica que el desempeño de un sitio supera las mejores prácticas de la industria, y; CD3 indica que el desempeño de un sitio lidera las mejores prácticas de la industria. El cumplimiento con el Estándar EO100™ es auditado y una puntuación de desempeño es asignada por una entidad independiente de certificación. Los operadores deberán cumplir con todas las disposiciones del nivel CD1 para alcanzar la certificación bajo el Estándar EO100™. Se otorgan puntos adicionales por prácticas que cumplen niveles CD2 y CD3.

Foto: forosperu.net

Opinión

Las comunidades indígenas se convirtieron en el último tiempo en un grupo social decisivo a la hora de viabilizar proyectos en el área de hidrocarburos en Latinoamérica.

dial, inicialmente con énfasis en Latino América y se aplica a sitios individuales de exploración y producción on-shore, no a la empresa como un todo.

Aplicabilidad El Estándar EO100™ es un estándar internacional que se aplica a nivel mun-

Credibilidad EO recibió la categorización de

Miembro Asociado de la Alianza Internacional para el Etiquetado, Acreditación Social y Ambiental (ISEAL) en diciembre del 2012 y mantiene Memorandos de Entendimiento con Conservación Internacional (CI) de Perú, acuerdos formales con la Coordinadora de las Organizaciones

Indígenas de la Cuenca Amazónica (COICA) para difundir y promover el Estándar EO100™ en toda la región amazónica, entre otros. ▲ * El autor es vicepresidente para América Latina de Equitable Origin

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opinión TEXTO: Jorge manco zaconetti*

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En realidad, no se podría presentar una posición monopólica con el control estatal de las dos refinerías pero sí una posición dominante

MÁRGENES DE REFINO Y COMERCIALIZACIÓN DE LA GASOLINA DE 90 OCTANOS PRODUCIDO LOCALMENTE (Expresado en dólares por barril)

a frustrada participación del Estado a través de Petroperú en las acciones de Repsol en la refinería La Pampilla, las estaciones de servicios de combustibles (grifos) y en la empresa responsable del envasado, distribución y comercialización de gas licuado de petróleo, Solgás, ha demostrado el poder mediático y económico de la derecha que acusó al Gobierno de volver a sus raíces primigenias de la “gran transformación”. Con gran imaginación advirtió del inicio de un supuesto control del Estado en la economía, empezando por el mercado de combustibles y que se extendería a otros sectores poniendo en peligro el modelo económico. El fantasma del “chavismo” amenazaba los soportes del exitoso modelo económico peruano donde la iniciativa privada tiene un rol fundamental. Se sostuvieron una serie de argumentos cada uno más descabellado, una serie de falacias ideológicas para descalificar la conveniencia de la posible compra de las acciones de Repsol en la principal refinería del país, con una capacidad teórica de refino de 105 mil barriles diarios calendarios. Esta se ubica en la capital del Perú que es el principal mercado de combustibles del país, con una red propia estaciones y con grifos bandera asociados con más de 300 estaciones, y que representa una participación cercana al 43% en el mercado de combustibles. Reconocidos economistas que no han investigado el sector de hidrocarburos señalaban el carácter retrógrado, antieconómico e ilegal de la participación del Estado en la refinería La Pampilla, pues supuestamente se daría paso a una posición de monopolio, cuando todo estudiante de economía sabe que no basta ser único productor de un bien para ser calificado como monopolio sino también debiera poder determinar y fijar el precio de los combustibles. Evidentemente este no sería el caso de la refinería La Pampilla ni Talara que sumadas controlan el 85% de la producción de combustibles, sobre todo de gasolinas, turbo, diésel 2 y residuales, pues ninguna de las refinerías determina los precios, en razón que el precio internacional del insumo fundamental, el petróleo crudo tiene referentes internacionales, sea el marcador WTI o el Brent. En el caso del gas licuado de petróleo (GLP), el principal productor es la empresa Pluspetrol con la Planta de Pisco

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Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos

Precio Neto Petroperú (3) WTI (1)

94.34

94.34 30 119.23 56.6 175.83 213.91 38.08

Precio Ex Planta (5)=(3)+(4)

213.91

175.83

Margen Bruto de Grifos (7)=(6)-(5)*100

119.23 Costo de Producción (2)

Precio al Público Grifos (6)

Impuestos (4)

21.66%

56.6

38.08

(1): Promedio enero-marzo 2013 (2): Costo de producción promedio US$ 30 por barril de crudo en el Perú, incluye costos directos, regalías, depreciación y amortización. (3): Callao / S/. 7.31 por galón multiplicado por 42 = S/. 307.02 por barril (T.C ene-abr: 2.575) es igual a US$ 119.23 al 25 de abril de 2013. (4): Es la suma del impuesto al rodaje, I SC e I GV. S/. 3.47 por galón multiplicado por 42 = S/. 145.74 (T.C ene-abr: 2.575) es igual a US$ 56.60 (5): Es la suma del Precio Neto Petroperú y los I mpuestos. (6): Promedio de las estaciones de serv icio y grifos formales en Lima a abril de 2013, según Osinergmin. Fuente: Lista de Precios abril 2013 - PETROPERÚ / OSINERGMIN / EIAMÁRGENES

LA RENTABILIDAD CON LA INTEGRACIÓN VERTICAL Según el articulista, se demuestra la elevada rentabilidad que tendría Petroperú si participa en la producción de crudo y gas articulada a la refinación y distribución. que en la práctica opera como una refinería que procesa los líquidos de gas natural proveniente de los lotes 88 y 56 en Camisea, vía fraccionamiento de líquidos en volúmenes cercanos a los 76 mil barriles diarios, de los cuales el 50% se transforma en GLP, el 40% se exporta como nafta y el 10% restante se convierte en un diésel limpio sin contenido de azufre. Así, de una demanda interna de GLP sobre los 40 mil barriles diarios, la producción doméstica de este derivado supera los 46 mil barriles diarios con pequeños márgenes de exportación, pues a la producción de Pluspetrol se debería sumar la de pequeñas plantas de fraccionamiento como la de Procesadora Gas Pariñas de Savia (Talara), la de Graña y Montero (Talara) y Aguaytía (Ucayali) más la producción de GLP obtenido de las refinerías de Talara y La Pampilla. En resumen, si de cada tres barriles que procesan las refinerías en el país dos

son importados, con el agravante de importar adicionalmente un promedio de 26 mil barriles diarios de diesel 2 con 50 partes por millón de azufre, es decir un combustible limpio para abastecer el mercado de Lima, Callao y algunos departamentos del sur, mal se podría afirmar que la posible gestión estatal de las refinerías más importantes del país constituya una posición de monopolio. En realidad, no se podría presentar una posición monopólica con el control estatal de las dos refinerías pero sí una posición dominante, como lo tiene en el país la Telefónica de España en las telecomunicaciones, o TGP con el gaseoducto proveniente de Camisea. De allí la importancia de la regulación de parte del Estado en los mercados imperfectos, o que tienen una posición de dominio. LA PAMPILLA NO ES UNA CHATARRA También se afirmó que la refinería

La Pampilla era una chatarra, penosa e inexacta afirmación que afecta la rentabilidad de los millones de accionistas de los fondos privados de pensiones que controlan un promedio del 23 por ciento de las acciones del capital suscrito que tienen invertidas en la refinería. Por ello, los altos representantes de las AFPs tuvieron que salir a desmentir que dicha refinería fuera antieconómica y fuese una chatarra. El problema central en la refinería La Pampilla es que una transnacional como Repsol no está dispuesta a la inversión de una planta de desulfurización por un valor superior a los 900 millones de dólares con una lenta recuperación en el tiempo, y actualmente se tiene que importar el diesel 2 con 50 partes por millón de azufre para abastecer el mercado de Lima y algunos departamentos del sur, y ello no es un buen negocio para Repsol. Algunos extremistas del libre mer-

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el gobierno debe entender que la seguridad energética, el abastecimiento oportuno de combustibles, es una responsabilidad del Estado

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Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos cado incluso han sostenido la peregrina tesis que si Repsol no puede realizar la inversión en la unidad de desulfurización, la refinería debería cerrar y el país debiera importar los combustibles que se requieren, para fomentar la competencia en el mercado de combustibles, ante los altos precios de los mismos en el mercado interno. Es decir, se debiera cerrar la refinería y utilizar su infraestructura, tanques de almacenamiento para realizar las importaciones de combustibles. Esta posición desconoce la realidad del mercado de combustibles, y la responsabilidad del Estado frente a la seguridad energética y la promoción de políticas de valor agregado. En esta perspectiva, el Perú no puede darse el lujo de cerrar la refinería La Pampilla, y satisfacer el mercado mediante importaciones de diésel limpio de USA, de Chile o de cualquier otro país. Se debiera tener presente que desde el 2005 al 2012 tanto PetroPerú y en menor medida Repsol han realizado importaciones del diésel limpio con 50 partes por millón con un valor superior a los 7,060 millones de dólares. En tal sentido, cabe preguntarse con tales valores de importaciones que al final de cuentas lo asumen los usuarios, ¿cuántas refinerías modernas se hubiesen financiado? Los combustibles no son cualquier mercancía, existe un elemento de seguridad energética y de otro lado la necesidad de apostar por políticas de valor agregado. ¿DÓNDE ESTÁ LA RENTABILIDAD? Para entender las desatadas pasiones en la visceral oposición de los gremios empresariales a la posible compra de las acciones de Repsol 51.03% de la refinería La Pampilla por parte del Estado, que incluía los grifos y la planta de GLP Solgás, sirva de ejemplo la cadena de valor en la formación de los precios por barril de la gasolina de 90 que en promedio en el 2012 ha tenido una demanda de 15,320 barriles diarios, constituyéndose en la más importante a nivel de gasolinas en el mercado interno. Se ha tomado los precios promedio del crudo a nivel internacional (WTI) del período enero/marzo del 2013, y los pre-

cios vigentes en Lima al mes de abril del puedan ser del 50%. Esto demuestra que año en curso. Se ha realizado la converla rentabilidad de la actividad petrolera sión en barriles multiplicando los precios está en la producción de crudo y gas, así en galones por 42 para expresarlos en la misma sea marginal o en las condiciobarriles, haciendo la conversión al tipo de nes de la Selva Norte. cambio promedio en la fecha, y se pueda 4.- El precio de refinería de gasolina percibir dónde está la rentabilidad y los de 90 es de 119.23 dólares el barril a los márgenes que cuales hay que restar explica la extrelos 94.34 dólares del En esta perspectiva, el ma codicia de barril de crudo que Perú no puede darse los privados. constituye el prinel lujo de cerrar la 1.- El precipal insumo. Por refinería La Pampilla, cio referencial tanto 119.23 menos y satisfacer el mercaen el período 94.34 dólares resuldo mediante importaenero/mar zo ta un diferencial de ciones de diésel limdel WTI es de 24.89 dólares. A este pio de EEUU, Chile o de $us 94.34 el margen la refinería cualquier otro país barril, incluso el tiene que deducir petróleo provelos costos de refino, niente de los lotes X en Talara y Z-2B en los gastos de ventas y administrativos el Zócalo Continental tienen un precio más gastos financieros. superior en razón de la calidad del crudo. Dependiendo de la eficiencia refineSe debe considerar que los precios del ra y de la calidad del crudo, lo cierto es crudo producido localmente tienen refeque el negocio de la refinación es un nerentes internacionales y PetroPerú tiene gocio de márgenes, de 3 a 5 dólares por que abonar precios internacionales por barril a lo mucho. un crudo que antes producía. De allí que la racionalidad econó2.- De forma conservadora se asumica recomienda la integración entre la me un costo de producción de $us 30 producción y la refinación, asegurado los el barril, costos márgenes de la renque incluyen ta petrolera con los los costos dipequeños márgenes El problema en la rerectos, regalías, del refino. finería La Pampilla es amor tizacio 5.- El Estado por que Repsol no está nes, depreciacada barril de gasodispuesta a la inverciones etc. Inlina de 90 octanos sión en una planta cluso puede capta $us 56.6 lo que de desulfurización ser menor en constituye el 32% del de más de $us 900 mM algunas emprecio ex planta que con una lenta recupresas llegansuma los $us 175.83 peración en el tiempo do a los $us 21 el barril para los disel barril. tribuidores mayoris3.- Con precios internacionales de tas. $us 94.34 el barril y costos de $us 30 el exSea por concepto de rodaje (8%) del cedente o renta petrolera, es la diferencia precio neto de refinería, el impuesto seque bordea los $us 64 el barril (94 melectivo a combustibles de 1.57 soles por nos 30), a los cuales habría que restar los galón y el 18% por concepto del IGV, costos financieros, el impuesto a la renta todo ello multiplicado por 42 galones y y otros costos que se cargan. Podemos convertido al tipo de cambio, da una parestimar que la renta neta no es menor a ticipación estatal de $us 56.6 por barril. los $us 40 el barril, de allí el interés de las Por tanto si PetroPerú vende a distriempresas de retener los lotes petroleros buidores mayoristas a $us 119.23 el barril de Talara. de combustibles el Estado le agrega $us Sea con una producción de 500 ba56.6 por concepto de impuestos, es derriles diarios o 3,000 barriles diarios el necir esta participación fiscal constituye el gocio es rentable a pesar que las regalías 47% del precio neto de refinería. Ello to-

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opinión taliza un precio ex planta de $us 175.83 el barril. 6.- Los distribuidores mayoristas con sus diversas cadenas de combustibles sea Primax, Pecsa, Petroamérica etc. adquieren el barril de la gasolina de 90 octanos a 175.83 dólares y en las estaciones de servicios (grifos) el barril de este combustible se expende a un precio de 213.91 dólares el barril. En tal sentido, se podría decir que el margen bruto de la distribución mayorista y minorista está en la diferencia del precio al público 213.91 dólares como promedio, según el listado publicado por el regulador Osinergmin, menos el precio ex planta al cual adquieren la gasolina de 90 octanos (175.83 dólares el barril), lo que hace un margen de 38.08 dólares por barril comercializado. 7.- Al margen bruto de los grifos promedio de $us 38.08 por barril de gasolina de 90 octanos, se tienen que descontar los costos y gastos de venta más los gastos administrativos. Por todo ello no deja de ser rentable la comercialización minorista a pesar de la proliferación de las estaciones de servicios sobre todo en Lima Metropolitana, donde se ofrecen todos los derivados, y tales márgenes se incrementan enormemente si trata de la comercialización del GNV y del GLP automotriz. En resumen, se ha presentado la cadena de valor solamente para un derivado como la gasolina de 90 octanos, donde se demuestra la elevada rentabilidad que tendría PetroPerú con la integración vertical, es decir con su participación en la producción de crudo y gas de los contratos de hidrocarburos próximos a su vencimiento, articulada a la refinación y a la distribución mayorista y minorista por medio de los grifos. El gobierno debe entender a pesar de los intereses y codicia de los privados que la seguridad energética, el abastecimiento oportuno de combustibles a nivel nacional en especial de la Amazonía, con precios competitivos, con combustibles limpios es una responsabilidad del Estado, de allí el imperativo de modernizar y fortalecer la petrolera estatal. ▲ *El autor es investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos.

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PETRÓLEO & GAS

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Es un proceso bastante complejo y titánico, aún más si se considera que otros países de la región están inmersos en actividades similares

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PeruPetro SA

se efectúan PROCESOS DE SUBASTAS IMPORTANTES EN BRASIL Y ECUADOR ESTE AÑO

PerÚ SE ALISTA para COMPETIR EN LA atraCCIÓN DE inversión offshore A fines de este mes se conocerán las bases, cronograma y modelo de contrato en nueve lotes ofertados. PeruPetro espera que con la llegada de más capital en los próximos años se inicie un nuevo boom del sector hidrocarburos. mapa de lotes de contratos, cuencas sedimentarias y áreas naturales protegidas

TEXTO: FRANCO GARCÍA s.

Fuente: Perupetro SA

erupetro SA tiene clara la figura. Para atraer un importante capital de riesgo en exploración en este año, tiene que ofrecer las mejores condiciones que le permitan competir con países como Brasil y Ecuador que se encuentran inmersos en similares procesos. En este marco alista los detalles de las bases, cronograma y modelo de contrato en nueve lotes ofertados offshore que estarán a disposición de las compañías interesadas desde el 31 de este mes. “Es un proceso bastante complejo y titánico, aún más si se considera que otros países de la región están inmersos en procesos similares de otorgamiento de licencias, tal es el caso de Colombia, que recientemente culminó su Open Round 2010. Brasil también avanza en su 11ª licitación de áreas, a cargo de la Agencia Nacional de Petróleo, mientras que Ecuador prepara un nuevo proceso de licitación para 10 bloques petroleros ubicados al sur oriente de la Amazonía”, expresa la compañía estatal peruana encargada de promocionar, negociar, suscribir y supervisar contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Perú. En consecuencia, Perú debe competir con países de gran potencial petrolero, tarea nada sencilla, pero que “el país lo viene haciendo con buen pie hasta el momento”, indica. Y es que el optimismo de Perupetro se basa en la historia, puesto que fue el artífice de la llegada de 60 empresas petroleras en los últimos años, entre ellas: Talismán, Reliance, Korea National Corporation, SK, Perenco, Burlington, PetroVietnam, Repsol, Cepsa, Inpex y Ecopetrol. Con una producción actual de 158 mil barriles diarios de hidrocarburos líquidos, el Perú aspira revertir el déficit en la balanza comercial de petróleo y convertirse en un exportador neto de

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pETRÓLEO & GAS crudo a partir de este año, periodo en el que empezará la explotación comercial del lote 67, a cargo de la compañía Perenco. “En los siguientes años se incrementará la producción de hidrocarburos en lotes donde hoy se ejecutan fuertes inversiones, por lo que creemos que el nuevo boom en el Sub Sector Hidrocarburos está por venir”, señala Perupetro en su página web. La convocatoria de la Licitación Pública Internacional que se lanzará en estos días para la exploración y explotación de hidrocarburos comprende nueve lotes offshore ubicados en las cuencas Salaverry-Trujillo (Z-56, Z-57), Lima (Z-50), Lima-Pisco (Z-53, Z-54, Z-55) y Mollendo (Z-58, Z-59, Z-60). Se estima que representarán una inversión mínima de $us 450 millones de dólares para las empresas que se adjudiquen dichos lotes. Luis Ortigas, presidente del directorio de Perupetro, precisó en declaraciones a la prensa que en las próximas semanas se iniciará un road show por diversos países para promocionar el potencial de los lotes que forman parte de este proceso de licitación

“En estas cuencas offshore existe información sísmica de buena calidad, la cual permitió definir las secuencias sedimentarias presentes, y se realizó investigaciones regionales de geoquímica y sismoestratigrafía. Además, en los nueve lotes se identificó prospectos con probabilidades para la exploración”, refirió. A la fecha, hay 14 Contratos de Licencia vigentes para la exploración y explotación de hidrocarburos offs-

hore, de los cuales, dos se encuentran en etapa de producción, (Z - 2B- Savia Perú y Z-1-BPZ). Las inversiones en el offshore peruano en los últimos años ascendieron a $us 2,000 millones y se estima que en los próximos cinco años esta cifra se podría duplicar. A su vez el dinamismo del sector hidrocarburos durante los últimos años generó $us 4,300 millones en ingresos para el Estado del Perú, por

regalías pagadas por los contratistas. “Alcanzaremos los 100 contratos de exploración y explotación de hidrocarburos. No se trata de una cifra, sino también de las posibilidades que generará la intensiva exploración en el país, y es seguro que en los próximos años seremos testigos de más hallazgos de crudo y gas, que permitirán incrementar los niveles de reservas. La confianza de los inversionistas es un baluarte en este logro”, resalta Perupetro. ▲

evolución de los contratos vigentes desde 1974-2013 en perú

Fuente: Perupetro SA

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petróleo & gas

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Si no iniciamos urgente la explotación de estos nuevos bloques en el suroriente de Ecuador, entraremos en una crisis severa EN ESTE SECTOR

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Agusto Tandazo, abogado y analista hidrocarburífero

Licitación convocada para mediados de julio próximo

nueva Ronda petrolera genera expectativa de inversión en Ecuador Son 13 bloques del suroriente con reservas calculadas de hasta 1.600 millones de barriles de crudo pesado. Ecuador espera captar $us 1.200 MM de inversión. Actualmente cuenta con reservas de petróleo para 10 años. TEXTO: lizzett vargas O.

a “Ronda Suroriente” fue convocada por la Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador (SHE) a finales de noviembre del año pasado para la licitación de campos petrolíferos en el sureste del país, con reservas calculadas entre 370 y 1.600 millones de barriles de crudo pesado (15 grados API), en la que prevén captar una inversión aproximada que oscilará entre $us 1.000 y $us 1.200 millones. Estas expectativas por aumentar la producción de petróleo y captar millones de dólares en exploración de hidrocarburos, fueron analizadas por abogados y expertos petroleros de Ecuador, quienes aseguran que urge la aprobación de estas licitaciones para reponer las reservas actuales de petróleo que solo alcanzarán para 10 años, si no se inicia las actividades de exploración y luego las de explotación. Sin embargo, la nueva ronda que cerrará a mediados de julio próximo, se efectuará en medio de una dura oposición de grupos ambientalistas que temen por la contaminación de este sector de la selva, además de un marco regulatorio no muy confiable en su aplicación, según los entendidos en el tema. La XI Ronda Petrolera comprende 13 bloques del suroriente ecuatoriano, que están ubicados en la Cuenca Oriente, hacia el Sur de la misma y forman parte de la Cuenca de Antepaís denominada POM (Putumayo - Oriente – Marañón. Según la Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador (SHE) estos bloques son atractivos porque existen estudios del Instituto Francés del Petróleo que señalan la existencia de una franja potencial de reservas de petróleo en la Amazonía. En este sentido, el abogado y experto petrolero, Augusto Tandazo, señaló a Reporte Energía que actualmente el sector de hidrocarburos en Ecuador atraviesa por un momento

de “peligro” porque las reservas en los campos de explotación dan solo para 10 años de producción. Actualmente las reservas de este país suman 1.950 millones de barriles de petróleo y la producción diaria promedio se sitúa entre 510 mil y 520 mil barriles. Esto significa que en un determinado tiempo afectará el presupuesto del Estado, el cual depende del 40 % del petróleo. “Si no iniciamos de manera urgente la explotación de estos nuevos bloques en el suroriente de Ecuador, entraremos en una crisis severa, porque no se tomaron las decisiones correctas en su determinado momento”, apuntó Tandazo. Ante este escenario, el experto propone no solo sostener la convocatoria de los bloques del suroriente, sino explotar las que ya están probadas, como las del bloque ITT (que están dentro del Yasuní)”, que tiene unos 900 millones de barriles. “Ecuador no tiene que

renunciar al petróleo del ITT como de los bloques que se licitan en la ronda suroriente”. Sin embargo, lamentó que este proyecto fue parado, puesto que en Ecuador existe una terrible oposición para que se trabaje en un área protegida. Pero hizo referencia al caso de Perú, donde operan en 15 áreas naturales y “no está desapareciendo su biodiversidad”. Por su parte, el Gobierno ecuatoriano, ha criticado duramente a los grupos que se oponen a la ronda petrolera y se comprometió a que los contratos que surjan de la licitación deberán cumplir con los más altos estándares de cuidado ambiental y que una parte de la renta que genere la actividad se quedará en las propias comunidades afectadas. Por otro lado, el modelo de la contratación para estos proyectos se realizará bajo el contrato de prestación de servicios para la exploración y/o explo-

tación de hidrocarburos con tarifa fija, garantizando de esta manera un marco de seguridad jurídica para las empresas. La característica principal de este contrato es que el Estado asigna un área o bloque a un contratista para que realice actividades de exploración y/o explotación y lo remunera por sus servicios prestados mediante el pago de una tarifa por cada barril producido. Para el analista petrolero, Luis Calero, el esquema de tarifa fija en el contrato de prestación de servicios, es una gran ventaja para las empresas serias, puesto que tienen garantizado en el largo plazo la recuperación de sus costos y gastos más una utilidad razonable, con la ventaja de la amortización anticipada. Sin embargo, apuntó que el “quid” del asunto, tanto para el Estado como para la empresa está en el monto de la tarifa y en las inversiones comprometidas. Si bien Calero califica como positivo

Ronda exploratoria suroriente de ecuador

El Suroriente ecuatoriano se encuentra ubicado en las provincias de Pastaza y Morona Santiago que limitanal Sur y Sureste con la República del Perú. El Gobierno Nacional a través de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) y el Comité de Licitación Hidrocarburífera (COLH) resolvió la designación de los bloques 22, 29, 70, 71, 72, 73, 77, 79, 80, 81, 83, 84, 87 para formar parte del proceso licitatorio internacional.

Fuente: Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador.

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petróleo & gas evolución de los tipos de contratos en ecuador Décadas de los 60 y 70. Contrato de concesión y asociación. Década de los 80. Contrato de prestación de servicios con costos reembolsables. Década de los 90. Contratos de participación en la producción. 2010. Contrato de prestación de servicios con tarifa.

ese tipo de contratos, desconfía que se cumpla en la práctica, porque existe el antecedente de que en la renegociación de los contratos petroleros se buscaba el propiciar una mayor inversión y producción por parte de las empresas privadas, pero luego de más de dos años los resultados no condicen con las expectativas oficiales. “El único cambio tangible, que intentaron ejecutar los gobiernos anteriores y no pudieron hacerlo, es la participación de compañías privadas en la operación de los campos a cargos de la empresa estatal, camufladas en un contrato de servicios específicos (reservado para la empresa estatal)”, apuntó el ana-

contratación vigente. La contratista determina y oferta las tarifas que considera necesarias para la operación del campo durante toda la vida del mismo siempre que se encuentren dentro de los rangos de rentabilidad entre el 15% y 30%. Mientras mayor sea la producción del campo menor es la tarifa.

lista energético. Ante el posible riesgo de que los 13 bloques no sean atractivos para los inversionistas petroleros, la SHE anunció que tiene listo un “Plan B”. “Los campos que queden sin licitaciones serán incluidos en futuras rondas petroleras o se los pondrá en consideración para la asignación directa con empresas estatales conforme lo establece descubra + la Ley de Hidrocarburos yreporteenergia.com su Reglamento de aplicación”, señaló la entidad. ▲

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la presentación de la Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador

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opinan expertos de ecuador Luis Calero/ Analista petrolero

Augusto Tandazo/Analista del sector hidrocarburos

‘no hubo una reforma legal’

‘ecuador debe explotar el itt’

Luego de la vigencia de la actual Constitución (octubre de 2008) se suponía que habría una significativa reforma legal y reglamentaria, con el consecuente impacto en los contratos petroleros, pero ello no fue así, puesto que a más de algunas reformas institucionales, el único cambio en la normativa legal fue la modificación de los contratos de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos. Estos se flexibilizaron para que pudieran utilizarse también en campos en producción y por una tarifa fija, que incluye la amortización anticipada de una parte de las inversiones comprometidas, ya que dicha tarifa se paga a partir del primer barril de producción.

Actualmente las reservas son de 1.950 millones de barriles de petróleo y la producción diaria promedio está entre 510 mil y 520 mil barriles. Con la ronda exploratoria el primer barril de petróleo saldrá recién en siete años. Ecuador se está gastando actualmente 440 millones de dólares mensuales en importación de derivados de petróleo. El monto de subsidio registró 2.555 millones de dólares en el 2011. Ante este escenario la ronda petrolera suroriente es la opción para captar mayor inversión para la exploración. Aparte, el gobierno de Ecuador tiene que explotar el bloque ITT, puesto que las reservas son mayores comparadas con las del suroriente.

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petróleo & gas

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Eeuu avanza a la independencia hidrocarburífera y podría superar a Rusia y Arabia Saudita como mayor productor mundial petrólero el 2017

“ Tendencias en el Escenario mundial

Dario Arias, Senior Legal Counsel (Projects) Qatar Petroleum, consultor y director de resourcesec.com

El autor, quién radica en Qatar y es miembro del Consejo Consultivo del IGEF, explica que en la actualidad muchas empresas estatales del sector hidrocarburos se están asociando con sus similares privadas multinacionales.

l escenario internacional en el campo de la energía y los recursos naturales no renovables muestra siempre una fascinante dinámica en la que se combinan elementos de geo-política, economía, tecnología y cuestiones sociales. En los últimos tiempos, las tendencias predominantes que hemos podido observar en la industria hidrocarburífera las encontramos en primer lugar entre las NOC (siglas en inglés de empresas estatales – National Oil Companies-). Así observamos una actuación creciente de esas empresas en la arena internacional, no ya sólo por su interacción con las IOC (empresas multinacionales – International Oil Companies-) como anfitriones o contrapartes contractuales en sus respectivos países de origen, sino también por su creciente internacionalización. Algo que Petrobras, Petronas, Sonatrach y otras ya habían iniciado hace una década, está ahora expandiéndose entre las empresas estatales de Medio Oriente. Ese el caso de Qatar Petroleum (QP), por citar algunos, adquirió importante participación accionaria en empresas de clase mundial, como Shell y Total; también la compra de parte de Centrica plc. y Qatar Petroleum International (QPI), (el brazo internacional de QP) de la mayoría de los negocios de gas natural convencional y crudo de Suncor Energy en la Cuenca Sedimentaria Occidental de Canadá. QP está negociando también con otros grandes actores, como Exxon, el desembarco en Estados Unidos en el campo de los no-convencionales. Disponer de producción propia en Norteamérica podría darle la posibilidad de convertir las terminales de regasificación Golden Pass Terminal y Elva Island, de QatarGas en plantas de licuefacción para la exportación de LNG. De hecho hay 15 solicitudes de permiso de ese tipo de plantas pendientes de aprobación por el regulador(!). Por otro lado QP está también llevando a cabo acciones para posicionarse en países de África Central, donde estaría planeando adquirir concesiones. Por el lado de la demanda, China e

hasta un punto en el PBI. India se consolidan cada vez más como Colombia, junto a Perú, se convirtió los grandes reguladores del pulso del en uno de los grandes protagonistas mercado, seguidos de cerca por Japón y de la mayor atracción de inversiones en los tigres del Sudeste Asiático, hambrienSudamérica en los últimos años. Las potos de fuentes de energía. líticas de modernización del sector, con El tsunami de Fukushima de 2011 ha organismos reguladores independienprovocado la total reconsideración de la tes, garantía de seguridad en las operamatriz energética nipona (y del mundo), ciones y respecto de las reglas de juego alejándose de la nuclear y acercándose al son claves de esa privilegiada situación. gas natural y los renovables. Darío Arias Por el contrario, y como contracara Europa no ha dejado de ser el camde esas políticas, Venezuela y Argentina po de batalla central del gas natural. Ante languidecen viendo como sus reservas los altos precios que caracterizaron la AMÉRICAS permanecen bajo tierra por la aprensión década pasada y la posición dominante En esta parte del mundo también que sus políticas populistas, falta de sede Gazpron sobre el continente, la tenobservamos hechos relevantes en la guridad jurídica, rumbos confusos en dencia apuntaba hacia la “communitariindustria. Descendiendo de Norte a Sur, política económica y excesivo intervensation” para la centralización de la políCanadá sigue en el ojo de la tormenta cionismo provoca en los inversores. tica exterior común en la regulación del por la explotación de petróleos pesados mercado (impulsada sobre todo por los y ultra-pesados proveniente de la región OTRAS TENDENCIAS ACTUALES países del Este del bloque). Esto podría Occidental del país. Existe presión interDentro del popurrí de cuestiones haber traído sinergias. nacional para declararlos “hidrocarburos que señalamos, no podemos dejar tamHoy, ese enfoque dio paso a una sucios”, lo que podría implicar cierre de bién de mencionar como tendencias, vuelta a la lógica intergubernamental algunos mercados, además del daño en los incesantes desarrollos tecnológicos, (de origen más liberal). La energía es la imagen de las empresas operadoras. tanto en las mejoras de actividades ya uno de los aspectos en el que los países Como hemos visto, Estados Unidos establecidas (como el uso de fibra óptica europeos todavía tienen competencias se encamina no sólo a la independencia para sísmica y los adelantos en modelaje compartidas con la Unión. ¿Qué ha pahidrocarburífera, sino que podría superar de reservorios), como de productos totalsado? La otrora poderosa empresa rusa a Rusia y Arabia Saudita como el mayor mente novedosos como las tecnologías está perdiendo la prevalencia que tenía, productor mundial de petróleo para el y nuevos fluidos para el fracking. en razón de: i) sus propias limitaciones 2017. Los temas socio-ambientales no de management ; ii) la caída de su proEn México, la elección de Peña Nieducción y reservas, iii) una oferta cada dejan de tener gran relevancia, con las to ha relanzado la necesaria apertura vez más abundante de gas en el mundo, preocupaciones por los derechos humaa capitales extranjeros en la industria sobre todo como LNG, y la consecuente nos de comunidades locales e indígenas; hidrocarburifera, que –como sabemosdisminución de precios; iv) la creciente las incertidumbres de la explotación necesitará una reforma constitucional, independencia de algunos países – de los hidrocarburos no convencionapero los aires de cambio, están empecomo Polonia- de procurarse su propio les (sobre todo por el uso del agua); las zando a fluir, modificando la mentalidad suministro sin depender del “caño ruso” exigencias de mayor transparencia y de los mexicanos frente a la apertura de y la aparición de interesantes perspecticontrol, dentro de las empresas y los Pemex, incluyendo a los poderosos sindivas de hidrocarburos no convencionagobiernos en la administración del gocatos. Esta tendencia ya está atrayendo la les también en el Viejo Continente. Es vernment take; las graves cuestiones de atención de los jugadores de las grandes importante destacar que los precios del seguridad en países del Norte y Centro ligas. De concretarse, el crecimiento del carbón cayeron considerablemente. de África, provocadas por resurgimientos sector podría implicar el crecimiento de El auge del shale y el tight nacionalistas, y separatistas y en el mundo, ha surgido de brotes de fundamentalismo Producción de Gas Nat. 1990-2040 -USA (tcf) forma paralela con la aparireligioso; y los ecos del desasción de nuevos actores en el tre de Macondo que provocó concierto mundial de países cimbronazos en el campo con potencial productivo gade la seguridad industrial, sasífero (como Mozambique), lud y ambiente, el control de como los del Levante y zonas la calidad de gestión de los aledañas: Chipre, Israel, Líbacontratistas, los seguros y los no, Turquía y Grecia; y otros esquemas contractuales de países que por determinadas asignación de responsabilidacircunstancias políticas vueldes. ▲ ven a estar en la palestra y * Dario Arias, Senior Legal concitan la atención del merCounsel (Projects) Qatar Pecado: Libia, Egipto, Sudán del troleum, consultor y director Sur, entre otros. de www.resourcesec.com Fuente: USA EIA Foto: Archivo / RE

TEXTO: darío arías *

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petróleo & gas

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Se analizará Casos de Estudio con la visión de empresas operadoras para el liderazgo en explotación de reservorios no convencionales

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Instituto Argentino del Petróleo & Gas

El ENCUENTrO SE LLEVARÁ A CABO DEL 7 AL 10 DE OCTUBRE PRÓXIMO en buenos aires

Recursos No Convencionales, tema principal de Argentina Oil & Gas 2013 Foto: niavero.org

La IX versión de la cita ofrece más espacios y oportunidades para negocios y capacitación en diferentes contextos de la industria de los hidrocarburos. Reporte Energía es medio asociado del evento petrolero. TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

En el Foro se analizará la visión de las compañías operadoras en su rol de liderazgo en la explotación de los reservorios no convencionales en Argentina.

potencial de las cuencas sedimentarias y la cuantificación de recursos asociados a estos reservorios en Argentina. También se abordará el desarrollo y la evolución de yacimientos tipo “factoría”, entre otros. A su vez, se contará con tópicos relacionados a los Recursos No Convencionales: con temas centrales como el Medio Ambiente, la Responsabilidad Social, los Recursos Humanos, la necesidad y capacitación del Recurso Técnico y la participación del Gobierno. En este marco, se debatirá el impacto económico social en Argentina para el desarrollo de los recursos no convenFoto: aesa.com.ar

n el marco de la IX versión de Argentina Oil & Gas Expo 2013, se desarrollará el II Foro de la Industria de los Hidrocarburos en el que se reunirán expertos nacionales e internacionales que brindarán el más completo y actualizado cuadro de situación de la actividad energética, con foco en la exploración, desarrollo y producción de recursos no convencionales. La cita a realizarse del 7 al 10 de octubre de este año en Buenos Aires, Argentina, es organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) tiene el lema “Recursos No Convencionales: un nuevo horizonte energético”. Se anuncia conferencias y mesas redondas integradas por referentes de la industria de los hidrocarburos a nivel nacional y mundial. En este contexto, la temática “Visión de las Empresas de Servicio y Proveedoras Locales e Internacionales”, estará presente con el debate de temas estratégicos como la capacidad de reacción para responder al elevado crecimiento de la demanda de insumos, servicios, equipamientos e instalaciones, como así también tecnologías en desarrollo y su aplicación en la Argentina. Asimismo, se analizará la visión de las empresas operadoras para el liderazgo en la explotación de los reservorios no convencionales, incluyendo casos de estudio de experiencias llevadas a cabo en shale gas y shale oil; la evaluación del

Las empresas de servicio tendrán un acápite especial en el debate sobre respuesta a la demanda existente.

cionales, la demanda de profesionales y técnicos a futuro y el acompañamiento político del gobierno para encarar estos desafíos, entre otros. Por otro lado en el área de exposición Argentina Oil & Gas Expo 2013 se ofrece espacios para negocios y capacitación en diferentes contextos para las “Charlas Técnicas de Expositores” que se transformarán en foros de presentación, para que continúen en encuentros de

networking. A su vez se busca impulsar a los expositores a proponer charlas en sus propios stands como en estos espacios cerrados y semi-abiertos que propone la organización. De igual forma se contará con conferencias magistrales dictadas por expertos del área de negocios, dirigidas a la Alta Dirección con un enfoque dirigido más hacia el negocio que a lo técnico. ▲

Más novedades de la Expo Como es tradicional en la Expo, se contará con un área donde las empresas podrán hacer demostraciones prácticas de sus equipos, con participación de invitados y del público asistente, denominado “La Industria en Movimiento”. A ello, se suma rondas de negocios para que las Pymes encuentren un espacio en el cual desarrollar sus propuestas a los grandes clientes. Un dato interesante de la Expo es que se tendrá un espacio de encuentro para profesionales que desean ingresar a la industria y los especialistas

en captar talentos de las compañías. Habrá también un sector destinado a las universidades, para que presenten sus carreras de grado, especializaciones y posgrados dirigidos a la industria de los hidrocarburos. Por otro lado, se anuncian conferencias relacionadas a las buenas prácticas de las empresas del sector y talleres para que las compañías expositoras implementen una estrategia de marketing específica que les permita optimizar su participación en la muestra con el fin de mejorar los resultados comerciales.

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Electricidad

No existe un riesgo de una crisis similar a la del 2001, ya que en la última década el parque termoeléctrico se ha más que duplicado

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Mónica Souza, especialista en electriciad de Gas Energy

gestión, planificación, importancia de termoeléctricas y gas

Brasil afronta cuatro desafíos para mejorar desempeño eléctrico Foto: despiertaalfuturo.blogspot

Hasta diciembre del 2012 los embalses alcanzaban un nivel más bajo que el registrado en 2001, año de racionamiento eléctrico; sin embargo se descarta una situación similar gracias al incremento de la oferta térmica. TEXTO: Edén García s.

i bien el gobierno brasileño descartó para el 2013 un racionamiento eléctrico, Mónica Souza, consultora especialista en electricidad de Gas Energy, indicó que existen cuatro desafíos que actualmente este sector encara para acompañar el crecimiento de la demanda y sobrellevar los percances meteorológicos que afectan el desempeño de las hidroeléctricas, principal fuente de generación con más de un 75%. Como primer desafío, Souza hizo referencia a la actual problemática de los bajos niveles en los embalses hidroeléctricos y señaló que es necesario un manejo óptimo de los mismos, tomando en cuenta “la tasa de avance de carga y las incertidumbres meteorológicas”. Luego, destacó el cambio realizado en la manera de planificar el sector hidroeléctrico, utilizando una curva de aversión al riesgo plurianual que contempla las condiciones de los embalses y el sistema para un horizonte de cinco años, en vez de la curva bianual que estaba vigente. Otro cambio suscitado en el sector eléctrico brasileño ha sido el reconocimiento de todos los actores de la necesidad de expansión de la generación térmica con gas y carbón que serán un soporte a los problemas de oferta en la generación hidroeléctrica. Fruto de esta nueva mentalidad, en el segundo semestre de este año se celebrará en Brasil la subasta A-5 para habilitar nuevas plantas de generación térmica. El cuarto desafío planteado por Souza tiene que ver con la industria del gas natural y la necesidad que tienen las termoeléctricas de un panorama más flexible en el suministro de este recurso frente a los compromisos take or pay que se tienen actualmente en este sector. “Con la creciente oferta de gas natural disponible en el mercado a partir de 2016, habrá la necesidad de un compromiso entre los dos sectores de la viabilidad de un uso que se configura como

Más del 75% de la generación eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN) brasileño depende de las hidroeléctricas.

un ancla importante para el desarrollo del mercado y la infraestructura del gas natural”, puntualizó. Termoeléctricas salvarán a Brasil de racionamiento Después de un verano con un periodo de lluvias desfavorable para los embalses de las hidroeléctricas en Brasil, el 2013 estará marcado por un alto nivel de despacho de energía térmica que paliará la reducida oferta de la generación

hidráulica y evitará el riesgo de un racionamiento eléctrico. De acuerdo a los datos presentados por Souza, en estos primeros cuatro meses del año ya se puede observar esta tendencia, en el que prácticamente se duplicó la oferta térmica en comparación a otros años en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). El promedio mensual de despacho termoeléctrico en este periodo fue, aproximadamente, 10 GWmed, mien-

hidroeléctrica (GWh)

Térmica (GWh)

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2013 2012 % 34407,32 39616,98 -13,15% 33022,89 39370,01 -16,12% 36412,60 42602,80 -14,53% 34525,51 36919,92 -6,49%

Ene

Feb

Mar

2013 Ene Feb Mar Abr

2013 8791,34 7904,80 7819,24 7223,69

2012 1879,60 2148,38 2839,28 4225,31

Abr 2012 % 367,72% 267,94% 75,40% 70,96%

Fuente: Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil

tras que en 2012 el mismo alcanzó 5,4 GWmed para el mismo periodo. Además, entre 2009 y 2011, la generación fue siempre inferior a 4 GWmed. Por su parte, la generación hidráulica en este periodo tuvo un descenso de 12,5%, pasando de un promedio de 39627,4 GWh en el 2012 a 34592,0 GWh en el 2013, según datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). En cuanto a los embalses, hasta diciembre del año pasado, la especialista indicó que los mismos solamente se llenaron en un 35%. Esto representa un nivel incluso inferior a lo observado en el 2001, año en el que ocurrió un racionamiento eléctrico en Brasil. Sin embargo, aseguró que no existe un riesgo de una crisis similar a la del 2001, ya que en la última década el parque termoeléctrico brasileño se ha más que duplicado, pasando de una capacidad instalada de 13.183 MWdescubra (megavatios) + reporteenergia.com en el 2002 a 31.244 MW en el 2011. “Tal expansión ha aumentado de comparta manera significativa la capacidad del sistema para compensar periodos hidrológicos desfavorables”, añadió. ▲ descargue reporteenergia.com/descargas

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reporteenergia.com página web de la ONS www.ons.org.br

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especial

la 11va ronda de la anp fue todo un éxito pora la diversidad y tamaño de las empresas que participaron. el retorno de las majors y las locales son claves

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Alfredo Renault, Superintendente ONIP, Brasil

undécima SUBASTA DE áREAS CAMBIA EL ESCENARIO PETROLERO EN BRAsil

BRASILERAS Y GRANDES OPERADORAS SON LAS ESTRELLAS DEL FUTURO Fotos: Miguel Zabala / Reporte Energía / Río de Janeiro

El Gas Summit Latin America y el 19th Latin Upstream, realizados la semana del 13 al 17 de mayo, casi en paralelo con la 11va subasta realizada por la ANP, coincidieron en resaltar el nuevo escenario de inversión en el país. TEXTO: Miguel zabala b. RIO DE JANEIRO

a reciente subasta de bloques en tierra y costa afuera realizada por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil, demostró que el país volvió a ser confiable después de cinco años de incertidumbre causados por el debate entre el modelo económico y la necesidad de atraer inversiones en el upstream, no solo para desarrollar el Pre-Sal, si no los bloques con gran potencial de hidrocarburos líquidos en el norte y noreste del país y en cuencas sedimentarias no tradicionales con mayor presencia de gas natural. La apuesta de las majors o grandes operadoras globales en esta undécima ronda ha sido clave para asegurar inversiones mínimas en exploración por más de 3,5 mil millones de dólares en los próximos años, lo que cambia la configuración del mapa hidrocaburífero del país y muestra la confianza de los inversionistas gracias al buen clima que muestra el país, según coincidieron analistas consultados por Reporte Energía durante la jornada de subasta en el hotel Golden Tulip de Barra, mientras un reducido grupo de activistas manifestaba su contrariedad por la subasta en las puertas del mismo custodiado por decenas de polícias y seguridad privada.

La directora general de la ANP, Magda Chambriand y los miembros del directorio de la ANP anuncian los resultados de la undécima subasta de bloques en Brasil.

De los 289 bloques ofertados, 142 fueron rematados exitosamente, según el anuncio oficial de Magda Chambriard, directora general de la ANP, quien además informó que de los 155,8 mil kilómetros cuadrados puestos en oferta, 100,4 mil fueron rematados. La opinión generalizada de los altos ejecutivos de las empresas, fue de optimismo por las características de los 289 bloques puestos en subasta por la

agencia, muchos de los cuales están ubicados en cuencas con bastante información y los demás deberán someterse a campañas de adquisición sísmica para completar la información existente. Los resultados de la subasta descartaron algunos pocos bloques, pero finalmente consolidaron el interés por las cuencas más atractivas tanto en aguas someras como profundas, donde empresas como ExxonMobil, Total y BP hicieron apuestas

importantes marcando su retorno al escenario petrolero brasilero después de un largo período de ausencia. Sin embargo, la sorpresa la dieron las compañías brasileras como OGX, Petra, Ouro Preto, Queiroz Galvão Exploração e Produção que van solas o asociadas a Petrobras u otras compañías internacionales, pero que se lanzan a la arena exploratoria con agresividad y confianza a pesar de los riesgos operacionales. ▲

empresas apuestan en un marco de seguridad

La ANP registró a 64 empresas interesadas en participar de la subasta.

Si bien las empresas que no ganaron bloques exploratorios en la undécima ronda de licitaciones de bloques exploratorios en Brasil se quedaron con la intención de hacerlo, muchas manifestaron que seguirán participando en las próximas subastas de este mismo año, previstas para octubre y noviembre. La 12va ronda de octubre está enfocada solamente en bloques en tierra (onshore), pero con atractivas perspec-

tivas para gas natural, según la ANP. En tanto que la subasta de noviembre estará enfocada exclusivamente en el Pre Sal. La seguridad jurídica, los modelos de concesión y asociación y el ambiente de inversión y crecimiento de la demanda en el país, configuran un escenario confortable para la inversión según analistas del sector como Alfredo Renault de ONIP.

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ESPECIAL todos detrás de los nuevos negocios Durante la semana del 13 al 17 de mayo se realizaron en Rio de Janeiro tres eventos importantes para el sector petrolero brasileño e internacional, de os que participó activamente Reporte Energía. En su décima edición el Gas Summit Latin America, organizado por IBC, realizó un seminario pre-congreso sobre el contexto y viabilidad del gas no convencional en América Latina, en el que se destacó la urgencia de adecuar los marcos legales de los países con reservas estimadas de este tipo de hidrocarburos, salvando las cuestiones ambientales que están jugando un papel clave por la aplicación de tecnologías de fracturación y que son cuestionadas por ambientalistas y defendidas por expertos de la industria. Las conferencias se enfocaron en los escenarios de producción, comercialización y precios del gas natural en la región y el crecimiento de los mer-

El Gas Summit Latin America en su décmia versión

cados. Se dijo que la participación del shale gas podrá resolver la crisis de la matríz energética en muchos países, por lo que se debe adecuar los marcos regulatorios y las condiciones de inversión en este tipo de reservas. En tanto que el 19th Latin Upstream, organizado por Global Pacific and Partners de Sudáfrica, destacó las expectativas de las empresas en las nuevas oportunidades que ofrece Brasil y la apertura de los mercados de Colombia y Perú a la inversión exploratoria. En el evento participó Carlos Delius de la CBHE.

Carlos Delius presidente de la CBHE participa del 19th Latin Upstream

Winston Wus de PeruPetro promociona la primera Ronda Offshore de su país en el Latin Upstream de GP&P

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la obra solucionará la falta de infraestructura en el transporte de hidrocarburos, considerada el gran cuello de botella de colombia

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Fernando Gutiérrez, gerente general de la compañía Oleoducto Bicentenario Fotos: Oleoducto Bicentenario

petróleo & gas

Así se inició la construcción de los dos tanques de almacenamiento en la terminal de Coveñas.

BICENTENARIO operará en julio próximo

TEXTO: Lizzett vargas o.

COLOMBIA: ALISTAN E el oleoDUCTO DE MAYOR LONGITUD Y CAPACIDAD La primera fase podrá inicialmente transportar 120.000 bpd de crudo. Alcanzará los 960 kilómetros.

l oleoducto Bicentenario, que funcionará en el este de Colombia, está listo para completar la primera fase y está programado para entrar en línea en julio próximo con una capacidad de transporte inicial de 120.000 barriles de petróleo por día (bdp). Además, el oleoducto será el más grande del país, puesto que alcanzará una longitud de 960 kilómetros y tendrá una capacidad total de 600.000 bdp, de acuerdo a los datos proporcionados por la compañía a Reporte Energía. Este megaproyecto entrará en operación en medio de una gran expectativa en Colombia, porque la obra solucionará la falta de infraestructura de

transporte, considerada por la compañía como el gran “cuello de botella” en su país, puesto que por este motivo se frena actualmente la producción de 30.000 bpd de crudo. Al respecto Fernando Gutiérrez, gerente general de la sociedad colombiana Oleoducto Bicentenario, señaló que la primera etapa de la obra se inició en septiembre de 2011 con la construcción del un oleoducto de 230 Km de largo y 42 pulgadas de diámetro entre las estaciones Araguaney y Banadía. La estación de bombeo Araguaney está ubicada en el departamento de Casanare, donde se aumentó la capacidad de bombeo y almacenamiento con la construcción de dos tanques para 300.000 barriles (bls) de crudo en total. La estación en Banadía del departamento de Arauca recibirá 120.000 barri-

compañía constructora

Actualmente se alistan los últimos trabajos para concluir la construcción de los tanques de almacenamiento.

Sociedad. - Ecopetrol SA, Pacific Rubiales Energy, Petrominerales Colombia Ltda., Hocol SA, Canacol Energy SA, Vetra Exploración y Producción SAS y Grupo C&C Energy (Barbados) Ltda, constituyeron la sociedad colombiana Oleoducto Bicentenario de Colombia SAS.

proyecto. Un oleoducto con una longitud de 960 Kms aproximadamente, en diámetros de 42 y 36 pulgadas, desde la estación Araguaney en el departamento del Casanare hasta el Terminal Marítimo de Coveñas en los departamentos de Sucre y Córdoba.

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petróleo & gas

Los dos tanques de almacenamiento de la terminal de Coveñas son los más grandes de Colombia. Cada uno tiene una capacidad de albergar 600.000 barriles de petróleo.

les por día de petróleo provenientes de 25 campos del Casanare y 4 del Meta, los que serán entregados al oleoducto Caño Limón-Coveñas. En la terminal Coveñas se construyó dos tanques de almacenamiento, cada uno con una capacidad de 600.000 bls. “En esta fase, incluidas la línea y las dos estaciones, más el terminal de Coveñas, estamos en el orden de los $us 1.686 millones en ejecución de los $us 4.231 millones del costo total”, estimó Gutiérrez. El ejecutivo de Oleoducto Bicentenario, detalló por otro lado, que la construcción de esta primera fase, demandó a la compañía un gran despliegue logístico por el diámetro (42”) de la tubería utilizada en este proyecto, puesto que se trata de la más grande aplicada en este país. Explicó que la movilización, maniobrabilidad y equipos demandaron grandes máquinas con particulares especificaciones. Asimismo, se incursionó con la soldadura mecanizada en grandes diámetros con máquinas especializadas traídas por el contratista del continente europeo Sicim Spa. Además se efectuaron 16 cruces de ríos de más de un kilómetro de distancia mediante perforación dirigida que

enmarcan igualmente la utilización de tecnología de muy alta calidad, destacó Gutiérrez. Una vez entre en operación la primera fase del Oleoducto Bicentenario, se iniciará la construcción de la línea de 740 Kilómetros de tubería entre 30” y 36”, con capacidad total de transporte de 450. 000 bpd. Para ello se prevé la instalación de un nuevo sistema de bombeo en las estaciones de Banadía, Samoré, Toledo, Ayacucho; construcción de una estación reductora El Carmen y de una estación de bombeo en Peralonso; además de la ampliación en la estación de Araguaney. En la terminal Coveñas, se construirá tres tanques de almacenamiento de crudo, una línea submarina y un sistema offshore. Los productores de petróleo de Colombia esperan ansiosamente el oleodescubra + ducto, el cual junto a otros proyectos reporteenergia.com ayudarán a resolver los problemas de transporte vigentes. La producción pecomparta trolera de Colombia actualmente está por encima del millón de barriles por día. ▲ descargue reporteenergia.com/descargas

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reporteenergia.com más fotos de la construcción del oleoducto bicentenario

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reporteenergia.com

La obra demandó la importación de equipos desde Europa.

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electricidad

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mayor uso del GNL en la generación podría implicar una elevación de los precios de la electricidad, debido al que el precio internacional del gNL sigue alto

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Sebastián Bernstein, ex director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile

los proyectos en generación cubrirán solo la demanda hasta EL 2015

OPOSICIÓN AMBIENTALISTA obligará a Chile a depender más del GNL Foto: ciclistasporlapatagonia.cl

Analistas expresaron su preocupación porque existe un rechazo a diversos proyectos hidroeléctricos y de carbón que podrían garantizar el suministro desde 2016. Este año ingresarán 1.800 megavatios de electricidad al SIC de Chile. grandes GENERADORAS ENDESA. Opera un total de 4.779 MW de potencia, lo que representa el 37% de la capacidad instalada en el mercado local. El 72,2% de la capacidad instalada de Endesa Chile y sus filiales en Chile es hidráulica, el 27,4% es térmica y el 0,4% es eólica. Colbún. Es controlada por el Grupo Matte. Tiene una capacidad instalada de 1.274 MW de origen hidráulico y 1.236 MW de fuente térmica, lo que da un total de 2.514 MW. Colbún opera en el SIC, donde representa cerca del 28% del mercado. Su principal proyecto es HydroAysén, en el que participa junto a Endesa. aes gener. Esta sociedad anónima abierta sirve al SIC a través de cuatro centrales hidroeléctricas de pasada, dos centrales termoeléctricas a carbón y una central turbogas a petróleo diésel.

El proyecto HidroAysén levantó enorme oposición ambientalista en Chile. Ahora ya aprobado, solo esperan “luz verde” para la construcción de la línea de trasmisión.

TEXTO: Lizzett vargas o.

a oposición ambientalista a la ejecución de proyectos hidroeléctricos y de carbón para generación eléctrica en Chile, provocarán mayor uso del Gas Natural Licuado (GNL) el 2016, de acuerdo a expertos chilenos consultados por Reporte Energía. Según los entendidos en el tema, la generación eléctrica de Chile puede acompañar el crecimiento de la demanda hasta el año 2015 con el ingreso de nuevas centrales de ciclo combinado, de carbón y eólicas. De acuerdo a datos del Ministerio de Energía de Chile, ingresará este año 1.800 megavatios de electricidad al Sistema Central (SIC). Al respecto el ex director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile y socio de la consultora Synex, Sebastián Bernstein, expresó a Reporte Energía su preocupación por que no se ha inició ninguna central de base para

el suministro posterior a 2016. “Esto se debe a objeciones ambientales, oposición social y judicialización que impidieron la realización de diversos proyectos hidroeléctricos y a carbón”, señaló. En esta misma línea la gerente general de la consultora Energética, María Isabel González, señaló que el rechazo a este tipo de proyectos ha complicado el sector de generación en Chile. A su vez para Bernstein, ante la falta de nuevos proyectos hidroeléctricos y de carbón, la alternativa es un mayor uso de GNL en los ciclos combinados existentes que operan con diésel y la interconexión entre el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) con el Sistema Central (SIC) que se prevé para 2019 y que podría inyectar excedentes de capacidad de ciclos combinados del SING. El distanciamiento entre los costos marginales del SIC y el SING es acentuado, con más de $us 100 de diferencia. Los costos del SING hasta ahora son más bajos por el mayor uso de centrales a carbón en detrimento de las generadoras

en base a GNL, entre tanto las del SIC depende más de las centrales de embalse. De acuerdo al informe anual de Electroconsultores de Chile, durante 2012 el costo marginal promedio en el SIC alcanzó los $us 188,8 el megavatios hora,

mientras en el SING, este llegó a $us 86,7. Según Bernstein, el mayor uso del GNL en la generación eléctrica “podría implicar una elevación del precio de la electricidad, debido a que el precio internacional del GNL sigue alto”. ▲

OPINiones Sebastián Bernstein

María Isabel González

“HidroaysÉn afecta poco”

“generación complicada ”

HidroAysén tiene recursos explotables por 2.4000 GWh. Es un recurso renovable y afecta muy poco el ambiente y el paisaje. El problema principal radica en la oposición de buena parte de la opinión pública. No hacer Hidroaysén implica sustituirlo por termoelectricidad o por energía nuclear.

El sector generación está muy complicado hoy día en Chile, ya que faltan proyectos nuevos en construcción que permitan abastecer la demanda de los próximos años. Hay un rechazo importante a los proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, como el caso de HidroAysén.

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petróleo & gas

Hasta ahora tenemos muy buenos indicios de petróleo pero a la fecha no hemos sacado ni una gota de este recurso

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Emilio Buongermini, ex director de Hidrocarburos del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay

nuevos proyectos

Paraguay con ‘clima’ favorable para inversiones en exploración Foto: py.m.globedia.com

Ex autoridades y representantes de empresarios privados del sector hidrocarburífero, opinaron sobre los lineamientos de la nueva política energética y los desafíos de las nuevas autoridades del área petrolera. TEXTO: Lizzett vargas O.

as inversiones para exploración petrolera en Paraguay se retomaron con un marco regulatorio atractivo para las empresas privadas, según expertos consultados por Reporte Energía, quienes aseguraron que el nuevo Gobierno que asumirá el mando del país en agosto próximo debe mantener el buen clima de confianza con los operadores. En diciembre de 2012 Paraguay anunció el retorno a la actividad exploratoria en la cuenca del Pirity, donde se estima la existencia de 150 millones de barriles de petróleo, volumen que podría representar el abastecimiento para unos 15 años de consumo. Además la compañía President Energy tiene previsto posteriormente ejecutar un programa de perforación de seis pozos, fase que será iniciada el próximo año. En el marco de este anuncio y del cambio del nuevo gobierno, ex autoridades y representantes de empresas privadas del sector hidrocarburos de este país, opinaron sobre los lineamientos de la nueva política energética y los desafíos emergentes de esta industria. Al respecto, el ministro de la Secretaría Técnica de Planificación del Gobierno de Paraguay y también presidente de la Cámara Paraguaya de Hidrocarburos (CPH), Richard Kent, señaló que la política energética en el sector hidrocarburos debe facilitar al máximo las gestiones a las compañías que quieran invertir con “seriedad” en Paraguay. “El mercado petrolero estará abier-

La empresa Dahava Petróleos realiza actividades de exploración petrolera en la región del Chaco paraguayo.

to a las compañías con manejo transparente de los permisos y concesiones, tras los resultados positivos que esperamos tener para la producción de gas y petróleo a corto plazo” avizoró Kent. Asimismo, mencionó que la CPH mantuvo conversaciones con algunos funcionarios del nuevo Gobierno, en las que coincidieron sobre las rutas de gestión a seguir . “Creo que van a seguir el mismo camino, por lo que vamos ayudarles en lo posible para que puedan afianzar ese proceso. “Esperamos que se profundi-

ce con más entusiasmo la búsqueda de gas y petróleo”, dijo el representante de la entidad que aglutina a los empresarios privados del sector hidrocarburos de Paraguay. A su turno, el ex director de Hidrocarburos del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, Emilio Buongermini, apuntó que el desafío del nuevo Gobierno a corto plazo es mantener la confianza en los actuales operadores para afianzar las inversiones en la exploración. Explicó que actualmente, en la

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el nuevo desafío del gobierno a corto plazo es mantener la confianza en los actuales operadores para afianzar las inversiones en las actividades de exploración petrolera

Cuenca del Paraná, ubicada en el sudeste de Paraguay, se tiene un contrato exploratorio con la firma estadounidense Dahava Petróleos vigente desde el 2011. El trabajo ya está montado y en los próximos seis años se tendrán resultados. De la misma manera, en la Cuenca de Pirity, donde recientemente la empresa President Energy ha iniciado sus operaciones de sísmica, se estima que tenga resultados similares a los de la cuenca vecina de Argentina, dijo la ex autoridad de hidrocarburos de Paraguay. Del mismo modo Buongermini, considera que se consolidaron las reglas del juego para las operadoras privadas. “El desarrollo hasta ahora ha sido positivo”, afirmó para luego señalar, que en estos últimos años a la cabeza de la Dirección de Hidrocarburos de Paraguay se renegociaron permisos, y se revisaron concesiones en base al marco regulatorio vigente. De esta manera se transmitió seguridad al sector privado, aunque todavía no existen procesos de licitación, aspecto que está condicionado a los resultados que muestren las actividades exploratorias. “Hasta ahora tenemos muy buenos indicios de petróleo pero a la fecha no hemos sacado ni una gota de petróleo”, apuntó Buongermini. Con relación a los trabajos exploratorios, el ministro de la Secretaría Técnica de Planificación del gobierno de Paraguay, espera tener resultados positivos en un corto plazo, considerando que las trabas para esta actividad de exploración petrolera y gasífera han sido superadas. ▲

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La política energética que se tiene en el sector hidrocarburos es facilitar al máximo las gestiones a las compañías que quieran invertir con seriedad en el Paraguay

Emilio Buongermini, analista energético.

Richard Kent, presidente de la CPH.

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INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Periodismo especializado responsable. Reporte Energía presenta el primer Mapa de Sistemas eléctricos del Estado Plurinacional de Bolivia. Encuentre la información oficial georeferenciada del Ministerio de Hidrocarburos y Energía - Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, AE - Autoridad de Electricidad y ENDE de todas las instalaciones y proyectos del sector eléctrico para el periodo 2012 -2013. Con la garantía técnica del diseño y armado de GEOSYSTEMS Mapping Solutions y la gestión producción y coordinación del Equipo de Reporte Energía. Reserve el suyo ahora: Teléfonos: +591 3 3415941 +591 75003301 Consultas: info@reporteenergia.com Facebook.com/reporteenergia

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Petróleo & gas

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Las expectativas son muy buenas, por cuanto se está asistiendo a un salto cualitativo y cuantitativo de la base de datos exploratoria de Uruguay

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Administración Nacional de Combustible, Alcohol y Portland (Ancap)

Cuenca punta del Este

Uruguay calcula tener 320 TCF de gas a partir de hidratos de metano Foto: ANCAP

Después de 36 años de inactividad exploratoria, los trabajos avanzan en este sector y generan grandes expectativas. Cuatro empresas realizan actualmente actividades de búsqueda de hidrocarburos en ocho áreas offshore. TEXTO: Edén García s.

studios realizados en tres prospectos de la cuenca Punta del Este en Uruguay dan como resultados un potencial de 320 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) de gas a partir de hidratos de metano, según datos proporcionados por la empresa estatal uruguaya Administración Nacional de Combustible, Alcohol y Portland (Ancap). El hidrato de metano constituye una fuente de energía alternativa y se trata de una mezcla cristalizada de agua y gas natural que ocasiona un fenómeno particular en el que el hielo arde. Se descubrió su presencia hace más de dos siglos, pero recién en los últimos años se profundizó su estudio. Técnicamente la producción de este recurso es más complejo que la de gas de esquisto, sin embargo es considerado por algunos científicos como un recurso revolucionario, ya que está distribuido en todo el mundo y su potencial es enorme. Hasta la fecha Japón es el único país que ha logrado extraer gas a partir de hidratos de metano que alberga el lecho marino de la penísnula de Atsumi. Aparte del hidrato de metano, el potencial de recursos prospectivos encontrados en la cuenca uruguaya, también incluyen 1.570 millones de barriles de petróleo equivalente (MMBOE). “Las estimaciones realizadas sobre potenciales reservas cubrirían en exceso las necesidades de Uruguay, actualmente de unos 45.000 barriles de petróleo por día”, añade la estatal. Cabe señalar que después de 36 años de inactividad exploratoria, Uruguay ha vuelto al mapa petrolero internacional. Actualmente, cuatro petroleras de talla mundial (Las británicas BP y BG, la irlandesa Tullow Oil y la francesa Total) realizan trabajos de búsqueda de hidrocarburos costa afuera (offshore) en ocho bloques exploratorios. La inversión asociada a estas operaciones está valorada en $us 1.562 mi-

Uno de los barcos que realiza sísmica 3D en las cuencas marinas de Uruguay.

llones y comprende actividades y tecnologías nunca experimentadas en la historia exploratoria de este país. “Las expectativas son muy buenas, por cuanto se está asistiendo a un salto cualitativo y cuantitativo de la base de datos exploratoria de Uruguay y por ende del conocimiento de la geología de las cuencas offshore”, destaca Ancap. Los trabajos exploratorios incluyen más de 33.000 kilómetros cuadrados (Km2) de sísmica 3D, 13.000 km2 de electromagnetismo 3D, 3.000 km de sísmica 2D y muestreos de fondo marino para los primeros tres años de exploración. También existe el compromiso para la perforación de un pozo exploratorio en aguas ultraprofundas (lámina de agua mayor a 2000 metros) para el año 2015, a cargo de Total. ▲

Planta de gnl en costa procesará 10 MMmcd El gobierno uruguayo anunció a mediados de este mes que el grupo francés GDF Suez ganó la licitación para la construcción de una planta de regasificación de gas natural licuado (GNL) en la costa de Montevideo, por un monto de $us 1.125 millones. La planta procesará 10 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y recibirá en el mediano plazo ocho buques metaneros de 150.000 metros cúbicos al año. Se prevé su puesta en marcha el primer trimestre del 2015. Tendrá una capacidad de almacenamiento de 267 millones de metros cúbicos y se construirá una escollera de

1.800 metros de largo piedra y hormigón, la conexión de la planta a la red de gasoductos del país y, en una segunda etapa, la entrega de un barco regasificador propio, que hasta ese momento será alquilado. El presidente de este país, José Mujica, destacó que la construcción de una planta regasificadora implicará que Uruguay disponga de una reserva para los momentos en que no haya niveles suficientes de lluvia y viento para operar las represas y la generación eólica. Asimismo, se cambiará el petróleo que utiliza actualmente las centrales termoeléctricas por gas.

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petróleo & gas

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Reporte energía se ha caracterizado en sus diferentes ediciones por su profesionalismo y la responsabilidad en el manejo de la información

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100 Ediciones de Reporte Energía

en su EDICIÓN nO. 100 rEPORTE eNERGÍA presenta:

‘los 100 proyectos energéticos más importantes de la región’ TEXTO: lizzett vargas o.

n su edición No. 100, Reporte Energía presenta los 100 proyectos energéticos más importantes de Latinoamérica, como un nuevo aporte para esta industria y en retribución a la fidelidad de sus lectores en la Región que buscan datos precisos, confiables y actualizados en este rubro, reunidos en una sola plataforma. La selección se realizó en base a la magnitud de las inversiones, capacidad de producción, refinación, procesamiento y transporte en la industria de los hidrocarburos, como también en petroquímica, energía nuclear y alternativa, que son operadas por las diferentes compañías presentes en este continente. La información está ordenada por país resaltando los mejores emprendimientos en materia de transporte de gasoductos y oleoductos; campos en producción, refinerías, plantas de procesamiento de gas, terminales de regasificación y licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL), plantas de gas offshore, complejos petroquímicos y nucleares. Asimismo, muestra el desarrollo en el área de la energía alternativa con las plantas más grandes de producción de biocombustibles situadas principalmente en Brasil y Colombia. En cuanto a energía nuclear, se hace referencia al liderazgo regional por parte de Brasil seguido de Argentina. El periodismo de investigación y de aporte informativo estratégico que caracteriza a Reporte Energía fue plasmado también en anteriores ediciones con reportajes especiales en sus diferentes áreas temáticas: Petróleo & Gas, Electricidad, Minería y Medio Ambiente. Entre las investigaciones más destacadas se encuentra, la investigación sobre la descontrolada explotación ilegal del oro en la zona de la Chiquitania en el departamento de Santa Cruz, información clave para que más ade-

lante intervinieran las autoridades del Ministerio de Minería en la zona. En esta misma área, se publicaron reportajes sobre las grandes empresas mineras estatales de Bolivia, como es el caso de Huanuni, la mayor productora de estaño del país. En la publicación se informó sobre la propuesta de la creación de ENDE Minería. A parte del centenar de ediciones, Reporte Energía publicó paralelamente separatas con información especializada en diferentes sectores: Petróleo & Gas, Minería, Electricidad, Responsabilidad Social Empresarial, QHSE, Logística. Entre otros documentos destacados, el 20012, RE elaboró y publicó un mapa eléctrico actualizado del Sistema Eléctrico Nacional de Bolivia, validado por las autoridades del sector y que es considerado por el Ministerio del ramo como un gran aporte para el sector energético en general y para el sector eléctrico en particular. Además recientemente publicó una separata con información oficial sobre la evolución inversiones en el sector eléctrico desde 1996 hasta 2012 en el marco de la actual ley de electricidad vigente. Antes de cumplir las 100 ediciones, Reporte Energía decidió que era momento de modificar parcialmente su diseño gráfico y ampliar la cobertura informativa y pasar de ser el referente informativo en el ámbito nacional a buscar este mismo desafío en la Región. Es así que a partir del 2013, la publicación especializada se renovó con una nueva línea gráfica y amplió su cobertura informativa a los países de la región, poniendo énfasis en Perú, como sede oficial de este medio, desde donde actualmente opera Reporte Energía para la región andina y Mercosur. Asimismo dio mayor impulso a su plataforma online de información para llegar a mayor cantidad de lectores mediante el uso de las redes sociales y la interconexión a través de otras herramientas web 2.0. ▲

Foto: Reporte Energía

La selección se realizó en base a la magnitud de las inversiones, capacidad de producción, refinación, procesamiento y transporte en la industria de los hidrocarburos, como también en petroquímica, energía nuclear y alternativas.

Los 100 proyectos energéticos más importantes de la región, documento publicado en la edición 100 de RE.

Mapa eléctrico 2012, documento elaborado uno de los documentos estratégicos elaborado por Reporte Energía.

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al cierre

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Esta firma refleja el altísimo grado de avance tras cinco meses de trabajo conjunto de los equipos técnicos de ambas compañías

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Miguel Galuccio, presidente de YPF.

transnacional compromete inversión de $us 1.500 millones en argentina

YPF firmó acuerdo con Chevron para explotar Vaca Muerta Foto: lapoliticaonline.com

Ambas empresas definieron el modelo de ejecución del proyecto, el perfil de producción, objetivo y la construcción para desarrollar el yacimiento de hidrocarburos no convencionales. El cierre definitivo de contrato será en julio. TEXTO: Agencias / RE

as petroleras YPF y Chevron firmaron un acuerdo comercial para desarrollar el yacimiento de hidrocarburos no convencional de Vaca Muerta en Neuquén y que prevé un desembolso de $us 1.500 millones que realizará la compañía estadounidense. La mayor productora de hidrocarburos de Argentina informó que de la inversión total, unos $us 600 millones serán desembolsados a lo largo de este año y este acuerdo es un paso previo que alcanzará en julio próximo su entendimiento definitivo. Los términos y condiciones comerciales fueron suscritos en la sede de YPF, Buenos Aires, por el titular de la petrolera argentina, Miguel Galuccio, y el máximo responsable de Chevron para América Latina y África, Ali Moshiri. Esta firma “refleja el altísimo grado de avance tras cinco meses de trabajo conjunto de los equipos técnicos de ambas compañías”, agregó YPF en el co-

El expresidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, y su par de Chevron para América Latina y África, Alí Moshiri.

municado. Ambas empresas definieron así el modelo de ejecución del proyecto, el perfil de producción objetivo, la construcción de facilidades de superficie, el coste del desarrollo y la organización de los equipos de trabajo de campo, entre otros elementos del proyecto.

La iniciativa prevé que Chevron invierta hasta $us 1.500 millones en el primer piloto de desarrollo masivo de petróleo no convencional en Vaca Muerta, en las áreas de Loma La Lata Norte y Loma Campana, en la provincia de Neuquén (suroeste).

“Al clúster (grupo de empresas) de ‘shale’ (esquisto) -que ya está en marcha por parte de YPF y tiene en producción más de 50 pozos- se le dará un fuerte impulso con la perforación de más de 100 pozos en los próximos doce meses”, precisó la petrolera argentina, controlada por el Estado tras la expropiación del 51 por ciento de las acciones a la española Repsol. Asimismo, según la nota de YPF, se definió el alcance del trabajo conjunto para explorar por parte de Chevron junto a YPF nuevos desarrollos de hidrocarburos no convencionales en la formación Vaca Muerta y en la formación Cacheuta mediante la perforación de unos 25 pozos exploratorios. “El desarrollo completo del primer clúster demandará una inversión superior a los $us 15.000 millones”, destacó YPF. El cierre de la transacción entre ambas empresas se espera que ocurra durante julio próximo y, según explicó la petrolera argentina, está sujeto a documentación definitiva, cuestiones de regulación y ratificaciones de los respectivos directorios de ambas compañías. ▲

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ESTADÍSTICAS

23 al 24 dE mayo | santa cruz - bolivia III Congreso de YPFB Gas & Petróleo El congreso dedicará sus jornadas de trabajo tanto a los temas más relevantes de la agenda internacional del sector hidrocarburos como a los resultados del proceso de nacionalización y su retos inmediatos: los proyectos de exploración y petroquímica. Contacto: info@ypfbgasypetroleo.com del 29 al 30 de mayo | Neuquén - Argentina Cluster Shale Neuquén 2013 La segunda edición del Cluster Shale contará con la presencia de expositores de todo el mundo y un concepto definido que alienta a la integración de conocimientos obtenidos hasta ahora en los desarrollos de recursos no convencionales de petróleo y gas. Habrá, además, una extendida exposición y reuniones de trabajo de equipos. Contacto: www.clustershale.com

del 3 al 6 DE Junio | Puerto España - Trinidad y Tobago 19th Latin Upstream 2013 La cumbre contará con expertos mundiales de GNL que brindarán novedades sobre la industria. Asimismo el evento proporciona un lugar de intercambio de puntos de vista basados en el análisis de los movimientos comerciales, las tendencias actuales y futuras. Contacto: www.neo-edge.com

12 y 13 de junio | Calgaryl - Canadá Gas & Expo Oil en 2013 Evento bienal líder para el gas de América del Norte y de la industria petrolera. La reunión ofrece oportunidades para la exposición de marca, desarrollo de negocios, la educación y la creación de redes. Exposiciones de interior y al aire libre mostrar las nuevas tecnologías, una amplia gama de productos y servicios. Contacto: http://gasandoilexpo.com/

DEL 5 AL 6 DE junio| cartagena - colombia 7th Andean Energy Summit Es un evento comercial estratégico que se centra esencialmente en la inversión de alto nivel, políticas energéticas y desarrollo de proyectos en la región andina, Centroamérica y el Caribe. Se analizarán las tendencias del mercado y las barreras para alcanzar un crecimiento sostenible. Contacto: abriones@bnamericas.com

24 de JULIO | lima - perú Workshop on Seismic Technology for O&G La reunión innovadora de los más prestigiosos proveedores de tecnología y servicios para adquisición, interpretación, modelación sísmica y otros de nivel mundial, tanto en tierra como costa afuera. Empresas como Western Geco, Sinopec y otras expondrán tecnología de última generación. Contacto: info@gasenergyforum.org