Edicion 106 Reporte Energia

ISSN 2070-9218

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE reporteenergia.com

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

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FALTA DE DUCTOS LIMITA PRODUCCIÓN EN COLOMBIA

Nro. Del 16 al 31 de Agosto de 2013

Pacific Rubiales obtuvo un buen desempeño operativo que pudo ser superior, pero se requiere mayores oleoductos hacia el Atlántico para exportación.

Precio en: Bolivia Bs. 10 Perú S/. 10 Colombia COP 7.000 Ecuador $us 4 Paraguay Gr. 18.000 Sudamérica $us 10 Centroamérica $us 20 Norteamérica $us 30

Foto: Repsol Bolivia / Fase II Proyecto Margarita

P-48

REPSOL BOLIVIA DUPLICÓ SUS VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS

SUSCRíBASE QR

P-22-23

EXCLUSIVO

CHEVRON: ‘DECLINACIÓN EN ARGENTINA SERÁ REVERTIDA’ La petrolera estadounidense califica de exitosa su incursión en la industria energética de ese país desde finales de los 90.

P 54-55

PETRÓLEO & GAS

21 DE OCTUBRE, DÍA CLAVE EN LA INDUSTRIA DE OIL & GAS EN BRASIL En esa fecha se subastará el área Libra a las compañías interesadas en participar en explotación petrolera y gasífera en el Pre-Sal.

Foto: Reporte Energía

P 46-47

regiones productoras exigen mayor exploración Mientras el Gobierno boliviano celebra las cifras récord de ingresos recibidos en los últimos años y el aumento de producción registrado en el primer semestre de esta gestión, existe preocupación en las secretarías de hidrocarburos de tres gobiernos departamentales por falta de reactivación de campos maduros y bajo nivel de perforación exploratoria. P-28 Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo) Ago 07

Ago 08

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8.92 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil Ago 14

104.3 103.4 105.9 106.1 106.8 106.8

Precio / gas boliviano p/ Argentina

10.51 $us/MMBTU

Precio / diésel internacional

9.48 Bs/lt

Precio / gasolina internacional

9.15 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 14/08

3.410 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

PARTIDA DE MIGUEL FERRUFINO DEJA LUTO EN EL SECTOR Presidente de IPE Bolivia y Perú, fue un destacado profesional, empresario y entusiasta filántropo. RE le rinde homenaje al amigo.

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LO ÚLTIMO

EDITORIAL DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

Ministro de minería posesiona a tres nuevas autoridades del área

BUENOs EJEMPLOS

El ministro de Minería y Metalurgia de Bolivia, Mario Virreira, posesionó a tres nuevas autoridades del área con el objetivo de lograr mayores resultados.

En este marco se nombró al presidente de la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM), cargo que recayó en José Alberto Padilla Chávez, que remplazará a Ricardo Cardona.

De igual manera, Eugenio Mendoza Tapia juró como viceministro de Política Minera, Regulación y Fiscalización en lugar de Jorge Villca, y Carlos Escobar Santillán como director general ejecutivo del Fondo de Financiamiento para la Minería (FOFIN).

Q

ue difícil es describir a los hombres que se convierten en buenos ejemplos, en una sociedad dónde las virtudes son atropelladas por el amargo avance de la ignorancia, el irrespeto y la soberbia.

Peor aún si, sumidos en el dolor, intentamos restablecer la memoria de un amigo que ya no está, que partió muy pronto.

Miguel Enrique Ferrufino Archondo, nos ofreció su amistad allá por finales de 1997, en medio de la llegada de empresas internacionales y el desarrollo de proyectos hidrocarburíferos en los que participó activamente.

Miguel me lanzó un desafío en 1998, editar la primera revista especializada en hidrocarburos de Bolivia, dado que nuestra especialidad en ese momento era la edición y producción de publicaciones periódicas. racias al apoyo intelectual y hasta económico del fundador de IPE Bolivia, nos lanzamos a la aventura de recoger la historia de la industria petrolera boliviana reciente, entusiasmados por el impulso inicial ofrecido por Ferrufino de manera por demás desinteresada.

Sería igual de entusiasta en el apoyo a la creación del semanario Energy Press, una iniciativa que discutimos largas horas con Miguel y que resultó en un medio que sostuvimos hasta que, por amargas e injustas circunstancias de la vida, debimos vender. Sin embargo, Miguel, en nuestra tránsito temporal en el exterior nos siguió brindando su apoyo moral y sus ideas siempre aterrizadas en la compleja realidad petrolera de Bolivia.

El día que volvimos y arrancamos con Reporte Energía en la televisión, fue el primero en aplaudir y apoyar el emprendimiento. “Estás superando tu propia creacion” nos dijo esbozando su clásica sonrisa sincera, en alusión a los medios que habían surgido de nuestros sueños y emprendimientos anteriores. Miguel Ferrufino nos volvió a brindar su amistad, apoyo, ideas y buen humor. Es que ese era Miguel, un empresario de servicios petroleros querendón de sus amigos, reporteenergia.com pero sobre todo con una gran ilusión por su país. A lo largo de Entrando a la página web www.reporteenergia.com encontrarás enlaces para acceder a recursos multimedia sus más de 28 años de expeadicionales como videos, audio, y galerías de fotografías. reporteenergia.com riencia en la industria, trató de dar buen ejemplo, ejercitó las buenas prácticas que hacen a un hombre reporteenergia.com honesto y altamente reporteenergia.com/descargas profesional y recibió el Participa de encuestas, debates y comparte el contenido que sea de tu interés en tu red social favorita. Enriquece tu perfil apoyo constante de profesional en comunidad. su esposa Pilar, sus reporteenergia.com/descargas hijos, sus compareporteenergia.com ñeros de trabajo, así como el cálido abrao de los reporteenergia.com/descargas reporteenergia.com amigos. Allá Encuentra documentos oficiales, presentaciones y la edición en formato nos vemos reporteenergia.com pdf disponibles para descargar en reporteenergtia.com/descargas.

Miguel!. ▲

YPF crea una nueva empresa para la generación de energía eléctrica YPF concretó la creación de YPF Energía Eléctrica SA, una nueva sociedad de la compañía que tiene como objetivo la producción y comercialización de energía eléctrica. Por primera vez en su historia, la empresa ingresará en el segmento de la energía eléctrica y avanzará en la generación de valor de la cadena de producción energética.

Se trata de dos ciclos combinados que totalizan 800 MW de potencia, lo que permitirá a la petrolera aportar el 5% de la energía consumida en la Argentina.

¿quién es quién?

Maria Alice Doria, Jacobina e GondinhO

Es consultora en Jacobina e Gondinho Advogados en Brasil y será expositora en el International Gas & Energy Forum (IGEF) que se llevará a cabo el 23 y 24 de septiembre del 2013. La experta en marco legal energético expondrá sobre los aspectos socio ambientales en la legislación y contratos petroleros en Brasil.

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Memoria anual 2012 Transierra

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La Memoria Anual muestra el balance de indicadores que pemiten evidenciar que Transierra SA ha cerrado la gestión 2012, honrando los compromisos contractuales con YPFB y encarando importantes desafíos en la diversificación de inversiones para consolidar

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su presencia en este sector estratégico a nivel nacional, según Jorge Ortiz, presidente del Directorio.

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Miguel Zabala Bishop Director General

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DE LA

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Hay más conciencia de la responsabilidad compartida en el desarrollo energético sostenible de la región y en los potenciales impactos en la sociedad y el medio ambiente

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Arpel

CONSEJO CONSU

TEXTO: Franco García S.

L

Alfredo Renault

Eleodoro Mayorga

Darío Arias

Giuseppe Andrea Von Berger

Advisory Comittee Coordinator (ONIP-Rio de Janeiro) Brasil

Advisory Comittee Member (Laub & Quijandría Consultants) Perú

Advisory Comittee Member (International Energy Law Consultant) - Argentina

Advisory Comittee Member (Energy Consultant) Paraguay – Italia

el EVENTO especializado SE DESARROLLARÁ EL 24 Y 25 DE SEPTIEMBRE EN LIMA, PERÚ

IGEF 2013 abordará factor socio ambiental en la industria petrolera Regional Además se disertará sobre marco legal: contratos petroleros y la consulta previa; proyectos y desafíos de infraestructura, producción y mercado; política energética: el Estado, empresas y comunidades. tróleo y gas se “han embarcado” en una variedad de programas para promover el desarrollo de una cultura corporativa con una mayor dosis de conciencia y responsa-

bilidad socio ambiental y de capacidades de liderazgo que aseguren, no solo la integración de todos los aspectos de sostenibilidad en el planeamiento estratégico y

gestión operacional de las empresas, sino también en un excelente desempeño.

El Foro incluye en el primer día el eje temático política energética: El Estado, las Foto: Reporte Energía

a versión 2013 del International Gas & Energy Forum (IGEF en inglés o Foro Internacional del Gas y Energía) a desarrollarse en el Westin Lima Hotel & Convention Center en Perú el 24 y 25 de Septiembre próximo tendrá como uno de sus ejes temáticos principales el factor socio ambiental en la industria petrolera en el Cono Sur, considerado en la actualidad como uno de los “cuellos de botella” más relevantes que inciden en la postergación y retrasos de proyectos.

En este sentido se incluye la discusión socio ambiental del sector hidrocarburos en los países de la región andina, con aportes de especialistas en la temática del Perú y España, ponencias de diferentes organizaciones indígenas, gubernamentales y no gubernamentales del país sede del IGEF, presentación de casos exitosos en la materia de las compañías Gas TransBoliviano y Repsol Bolivia en Margarita. A estos temas se suma la disertación sobre la situación socio ambiental en la industria de los hidrocarburos en Colombia.

Respecto a la mencionada problemática, la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel) señala que “todas las empresas e instituciones de la cadena de valor de la industria son cada vez más conscientes de su responsabilidad compartida en el desarrollo energético sostenible de la región y en los potenciales impactos en la sociedad y el medio ambiente”.

En este contexto, las empresas de pe-

Tras el éxito obtenido en la realización del International Workshop on Seismic Exploration Technology en Lima, Perú, los organizadores del IGEF 2013 apuestan nuevamente por la capital peruana como sede para la cita energética latinoamericana.

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se contará con exposiciones referidas a escenarios estratégicos para el despegue energético peruano, ronda exploratoria offshore y el proyectado aporte de Petroperú

IGEF

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especial igef 2013

ULTIVO DEl international Gas & energy forum

Héctor García

Hugo Vits

Carlos Pelaez

René Arze

Juan Camilo Miranda

Advisory Comittee Member (Director de Resources, Energy Consulting) - Argentina

General Manager Bitumen Tech. / Site & HSSE Manager at Shell Technology Center, India

Consultor - Instituto de Derecho Energético de la Universidad de Berlín, Alemania

Advisory Comittee Member (General Manager Schlumberger Bolivia)

Advisory Comittee Member Account Manager Oil & Gas/ Seismic LA Orica, Colombia

empresas y las comunidades. Aquí se incluyen ponencias referidas al estado de la situación de la política de hidrocarburos y energía en el Perú y la forma de destrabar su desarrollo, la economía energética del Brasil entre el Pre-Sal y los objetivos de seguridad energética y las claves del modelo colombiano para retener inversiones en el upstream petrolero.

A esta lista de exposiciones se suma el análisis de los nuevos desafíos estructurales de Pemex y la industria petrolera mexicana, el escenario petrolero del Ecuador y de parte de Bolivia el reto de sostener el

modelo y las demandas del mercado de hidrocarburos.

Asimismo, la política energética, participación social y contenido local con enfoque regional de Brasil, será otra de las temáticas de este segmento.

Respecto al marco legal se analizará diversas ponencias relacionadas con los modelos de contrato petrolero en la región tomando en cuanto la participación social, los aspectos socio-ambientales en la legislación y contratos petroleros en Brasil, contrato de servicios, monopolio e influencia social en el modelo petrolero mexicano y la

consulta previa, además de los EIA’s y contratos petroleros en Perú.

A su vez, en el segundo día de la cita internacional en el marco de proyectos y desafíos de infraestructura, producción y mercado se contará con exposiciones referidas a los escenarios estratégicos para el despegue energético peruano, la ronda exploratoria offshore y el proyectado aporte de Petroperú.

Además, se incluye una radiografía de la producción y transporte de crudo en Ecuador, respuesta a las demandas de transporte del mercado de hidrocarbu-

ros en Brasil y experiencias empresariales en soluciones de transporte a locaciones remotas de GNL a pequeña escala y la implementación de excelencia en las operaciones con un estudio de caso.

En este contexto, se añade la presentación de la estructura del transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos en Colombia y un modelo de gestión socioambiental exitoso en Latinoamérica, que se complementa con política energética, desarrollo y participación social en la Región por parte de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade). ▲

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El International Gas & Energy Forum (IGEF en inglés o Foro Internacional del Gas y Energía), es una organización independiente que reúne a expertos, empresarios, operadores públicos y académicos para el análisis, interacción y generación de pensamiento y propuestas para la mejora continua de políticas energéticas, las mejores prácticas y el desarrollo de negocios en la industria de los hidrocarburos y la energía, en la que participan entidades y empresas y profesionales de diversos sectores de la industria.

El IGEF produce información, genera investigación y análisis, recoge propuestas y experiencias a través de foros, congresos, reuniones técnicas o mesas de trabajo sobre la industria del gas, petróleo, electricidad y todas las fuentes de energía posibles en el marco de principios que respetan la sostenibilidad y el equilibrio entre la industria, la comunidad y el ambiente.

EI IGEF Perú 2013, se desarrollará bajo la premisa “Hidrocarburos y Energía: Inversión, Política Energética y el Factor Socio Ambiental en Latinoamérica”, en un congreso que reunirá a las autoridades que definen el desarrollo de la industria de los hidrocarburos, energía y minería, organis-

Foto: Reporte Energía

el foro investiga, analiza y propone

La premisa del evento es “Hidrocarburos y Energía: Inversión, Política Energética y el Factor Socio Ambiental en Latinoamérica”.

mos públicos y privados, investigadores, académicos, organizaciones gremiales y sociales de Perú, Colombia, Ecuador y Bolivia.

“Hoy día identificamos al factor socioambiental como una transversal vital en el desarrollo de la industria, en especial de los hidrocarburos particularmente en la región andino-amazónica donde cada país hace una lectura desde su realidad, pero es un tema común. Este tema será abordado

con la mayor objetividad y profundidad por todos los actores, con el objetivo de construir una comunidad de intereses que se basen en la confianza y en la búsqueda del bien colectivo”, señaló Miguel Zabala Bishop, presidente del IGEF. Del mismo modo se destaca la participación activa de altos representantes de los gobiernos, organizaciones que agrupan a naciones e identidades originarias que comparten intereses en la relación tri-

partita Estado – empresas – comunidad, las entidades que aglutinan a los empresarios del rubro, los organismos fiscalizadores y los expertos en política energética, marco legal y conflictos socio-ambientales, que serán artífices del análisis y discusión de esta crítica temática, brindando insumos para la ejecución de acciones posteriores en el marco de cada proyecto en particular.

El IGEF 2013 es el espacio ideal de networking entre los actores de las NOC’s, IOC’s, independientes, juniors, empresas proveedoras de servicios y suministros, organizaciones locales, consultores legales y las empresas más importantes en la industria de los hidrocarburos, junto a expertos internacionales.

El evento se desarrollará con un nuevo formato interactivo, haciendo uso de las plataformas electrónicas, redes sociales y la web, que permitirán establecer negocios, ampliar la red de contactos de los participantes y consolidar la imagen corporativa de las compañías participantes.

Mayores informes e inscripciones: Lauren Montenegro, marketing manager: lmontenegro@gasenergyforum.org y Doria Añez, e-communication/marketing: danez@gasenergyforum.org. ▲

Programa IGEF 2013 Día 1 Política energética: El Estado, las empresas y las comunidades • Estado de la situación de la política de hidrocarburos y energía en el Perú. Ministerio de Energía y Minas, Perú • La economía energética del Brasil entre el Pre-Sal y los objetivos de seguridad energética. Alfredo Renault, Superintendente de la Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP), Brasil • Nuevos desafíos estructurales de Pemex y la industria petrolera mexicana. Pemex, México • Claves del modelo colombiano para retener inversiones en el upstream petrolero. Agencia Nacional de Hidrocarburos, Colombia • ¿Cómo destrabar el desarrollo de la industria de los hidrocarburos en el Perú?. Beatriz Merino, presidenta de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos, Perú • El escenario petrolero del Ecuador.

Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador • Bolivia y el reto de sostener el modelo y las demandas del mercado de hidrocarburos. Carlos Delius, Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, Bolivia

Día 2 • Política energética, participación social y contenido local con enfoque regional. Julio C. Carmo Bueno, Secretario de Desarrollo y Energía, Gobierno de Rio de Janeiro, Brasil Marco Legal • La participación social en los modelos de contrato petrolero. Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski, Instituto de la Competencia y Derecho Energético de la Universidad de Berlín, Alemania • Análisis y aporte a la discusión de los modelos de contrato petorolero en la región. Carlos Peláez, Instituto de la Competencia y Derecho Energético Universidad de Berlín, Alemania • Los aspectos socio-ambientales en la legislación y contratos petroleros en Brasil. Maria Alice Doria, Consultora Doria Jacobina e Gondinho Advogados, Brasil • Contrato de servicios, monopolio e influencia social en el modelo petrolero mexicano. Rogelio López Velarde, socio principal LVHS, México • Consulta previa, EIA’s y contratos petroleros en Perú. Carlos Gomero Rigacci, Laub & Q uijandría Consultores y Abogados, Perú

Proyectos y desafíos de infraestructura, producción y mercado • Los escenarios estratégicos para el despegue energético peruano. Eleodoro Mayorga, Laub & Quijandría Consultores y Abogados, Perú • Ronda exploratoria offshore en Perú. Perupetro, Perú • Un modelo de gestión socio-ambiental exitoso en Latinoamérica. Grupo ISA, Colombia • El proyectado aporte de Petroperú. Petroperú, Perú • Producción y transporte de crudo en Ecuador. Petroamazonas, Ecuador • La estructura del transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos en Colombia. Camilo Marulanda, presidente de Cénit, Colombia

El factor socio ambiental en la industria de los hidrocarburos y energía • El conflicto socio-ambiental frente al desarrollo económico y el bien colectivo. Jesús Ortega Osa, Phd Especializado en conflictividad socio-ambiental, Universidad de Burgos, España • Hidrocarburos, desarrollo y la discusión socio-ambiental en el Perú y la región amazónica. Oseas Barbarán, presidente de la Confederación de Nacionalidades Amazónicas del Perú • Recursos naturales y política socio-ambiental en Perú, la consulta previa. Viceministerio de Interculturalidad, Perú • La generación de confianza entre los actores. Estudio de caso: Margarita. Mauricio Mariaca, gerente de Relaciones Externas de Repsol, Bolivia

• Promef: respuesta a las demandas de transporte del mercado de hidrocarburos en Brasil. Transpetro, Brasil • Soluciones de transporte a locaciones remotas de GNL a pequeña escala. Alexis Sanchez Abadía, Resp. Gas, Energía y Procesos de Sener, España • Implementando excelencia en las operaciones: Estudio de caso. Ziff Energy, A division of Solomon Associates, Houston, EEUU • Política energética, desarrollo y participación social en Latinoamérica. Victorio Oxilia, Secretario Ejecutivo, Organización Latinoamericana de Energía, Olade

• Evolución de las relaciones socio-ambientales en la región. Asociación Interétnica de Desarrollo de la Selva Peruana, Perú • La situación socio-ambiental en la industria de los hidrocarburos en Colombia. Asociación Colombiana del Petróleo, Colombia • Cohesión territorial, cohesión social y complementariedad – competitividad. Estudio de caso. Centro para la Participación y el Desarrollo Humano Sostenible - Gas Trans Boliviano GTB, Bolivia • La institucionalización del diálogo frente al conflicto. Oficina Nacional de Diálogo y Sostenibilidad ONDS-PCM, Perú

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Fotos: Reporte Energía

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The Westin Hotel & Convention Center es considerado uno de los más destacados en Sud América.

Lima ratificó su fama como una de las ciudades que tienen gran atractivo por su apetecible cocina de talla internacional.

Lima, el lugar ideal para negocios petroleros Perú es actualmente un importador neto de petróleo y un exportador de gas natural.

El aumento de la exploración y el desarrollo de la industria ha llevado a un aumento de la producción y las exportaciones de petróleo y gas. Por lo tanto, este país ha llegado a con-

vertirse en uno de los lugares más atractivos de América del Sur para las oportunidades de inversión en la industria.

La estabilidad actual del país, ha hecho de Lima un lugar ideal para celebrar reuniones internacionales conocidas por su rica his-

toria, cultura, tradiciones, hermosos paisajes y playas, el ambiente metropolitano, gente amable y una variada y exquisita cocina de fama internacional.

Por esta razón el IGEFescogió a la capital peruana para realizar el mes pasado el Inter-

El mes pasado el IGEF realizó en este mismo lugar el taller internacional sobre tecnología sísmica, el cual contó con la participación de las más prestigiosas compañías.

prensa de la región dedicada a la energía cubrirÁ el evento La importancia del International Gas & Energy Forum (IGEF) Perú 2013 a realizarse el próximo 24 y 25 de septiembre Lima, Perú, atrajo la atención de los principales medios de comunicación especializados en el área energética de la región andino – amazónica, quienes participan como medios asociados y cubrirán el evento in-

ternacional.

Entre los medios de comunicación que estarán presentes como medios asociados del evento a nivel del Perú se encuentran las revistas: Energiminas, Oronegro y Petróleo, Gas & Negocios.

Proveniente de Brasil participará la publicación Brasil Energía, mientras que a nivel de información de agencia regional estará TNS Latam, con base en Argentina.

A su vez de parte de Bolivia el suplemento Dinero y Finanzas de El Deber, que ya estuvo presente en el International Workshop on Seismic Technology, organizado el mes pasado en Lima, Perú por el IGEF, junto al portal noticioso Hidrocarbu-

national Workshop on Seismic Exploration Technology. Debido al éxito obtenido, la cita 2013 del IGEF se llevará a cabo también en el mismo lugar, The Westin Hotel & Convention Center en Lima, Perú por brindar las más altas condiciones para un evento de talla mundial.

El lujoso hotel, sede del evento petrolero mundial, está ubicado en la calle Las Begonias 450 en Lima, Perú.

rosBolivia.com formará parte de este selecto staff de medios latinoamericanos que brindarán informes de las temáticas más importantes a disertarse.

Además se incluye como medio asociado al Foro, Colombia Energía, una de las principales revistas especializada en la industria energética de este país.

Del mismo modo, la plataforma de entrenamiento de profesionales y organización de eventos en el sector petrolero a nivel mundial, Praxis Global Research es también parte de este selecto grupo de especialistas presentes.

De igual manera Reporte Energía, medio especializado de información ener-

gética latinoamericana para el desarrollo sostenible, como parte organizadora del encuentro realizará una amplia cobertura del taller.

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petróleo & gas

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Gran parte de los recursos naturales que Bolivia tiene actualmente, se deben a la oposición en su momento de ciertos actores sociales

“

Jesús Ortego, psicólogo social

expresa que es importante que las comunidades y compañías se REconozcan

‘La consulta nos permite llegar a acuerdos de manera preventiva’ Foto: Cristina Chilo / Reporte Energía

El experto Jesús Ortego recomienda a las empresas que se van a quedar un largo tiempo operando en un país (30 años) desarrolllar estrategias de largo plazo y establecer instituciones sólidas para la sostenibilidad del negocio.

TEXTO: cristina chilo

E

l psicólogo social español, Jesús Ortego, con amplia experiencia en solución de conflictos, sostiene que cuando una comunidad indígena se niega al desarrollo de un proyecto energético o alguna actividad extractiva en su territorio, aun después que se les haya mostrado los posibles beneficios que el emprendimiento traerá a su comunidad, hay que aceptar su decisión aunque esto signifique la cancelación del proyecto.

“Ellos finalmente tienen el derecho a oponerse a distintos proyectos y el derecho de decidir sobre su futuro. Muchas veces se les muestra muchos beneficios pero al final no quieren. Es una cuestión de tiempo, es un proceso evolutivo”, sostiene Ortego.

Comparte la postura antropológica referida a que un cambio cultural ocurrirá al interior de una etnia o grupo indígena tras el paso de dos generaciones. En este sentido, cualquier proyecto en territorio indígena que pueda ser rechazado hoy en día, es probable que con las generaciones futuras sea viable.

Para el experto, las posturas indígenas que a veces resultan “tozudas y caprichosas” son las mismas que en otros momentos de la historia han permitido, por ejemplo, conservar la riqueza natural que tiene un país actualmente. “Gran parte de los recursos naturales que ustedes disponen son gracias a la oposición en su momento de ciertos actores sociales”, dice Ortego.

Aunque existirá pueblos con los que no se va a poder negociar y viabilizar proyectos, surgen otros con los que sí será posible avanzar en acuerdos sostenibles.

En estos casos las empresas deben dedicar tiempo y algunos esfuerzos institucionales para poder llegar a buenos acuerdos con estas personas, principalmente si la compañía tiene concesiones durante mucho tiempo en el lugar y pretende convivir durante todo ese tiempo con los mismos actores.

BUSCAR ACUERDOS GLOBALES En el caso de la historia hidrocarburífera de Bolivia, hace referencias a importantes ejemplos de acuerdos considerados excepcionales en el que empresas, autoridades, indígenas e incluso, la cooperación internacional han establecido convenios para

Jesús Ortego, experto en gestión de conflictos socio ambientales, cree que la consulta entre empresas y comunidades les permitirá conocerse y analizar las alternativas de colaboración.

trabajar en proyectos de manera conjunta. y largo plazo.

Ortega se refiere al periodo previo a la “Hay que repensar el tipo de acuerdo nacionalización de los hidrocarburos, cuanque hacemos. Es muy difícil, pero si una do en el chaco boliviano se hizo un acuerdo empresa se va quedar 30 años operando para crear la segunda empresa latinoamerien el país, tiene que pensar en desarrocana de distribución de gas donde la operallar estrategias de largo plazo y con instidora de hidrocarburos llegaba a un acuerdo tuciones sólidas.Una comunidad es muy para una sociedad cambiante con la anónima mixta con migración, por eso Si una empresa se va queel pueblo guaraní y tiene que lograr dar 30 años operando otros actores. “Ese acuerdos de maneen el país, tiene que pentipo de iniciativa son ra institucional”. sar en desarrollar eslas que nos demuesDe esta manetrategias de largo platran que es posible ra se cuenta con zo y con instituciones llegar a acuerdos. más actores que que aguanten, puesto Lo que pasa es que se benefician del que una comunidad es necesitamos una acuerdo y se logra muy cambiante visión, liderazgo y un mayor grado organización para institucionalidad lograrlo”, dice. y seguridad en el Señala como un error frecuente de las mediano plazo. empresas enfocarse en buscar pequeños En el caso de Bolivia sostiene que los acuerdos con una comunidad porque se acuerdos logrados entre empresas y coles hace difícil establecer acuerdos mamunidades “son buenos”, pero también yores, aunque hacerlo es la única forma mejorables. para asegurar el proyecto en el mediano Un factor importante para alcanzar el

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éxito en la negociación y en los acuerdos es tener muy presente el concepto de interdependencia, sobre todo si se trata de una empresa que tiene actividad en 60 o 70 municipios como ocurre en el país.

“Se tiene que entender que la diversidad es buena y aceptar que hay gente que es diferente, pero es indiscutible que dependamos de otros. Con todas las crisis que estamos viviendo, se ha evidencia la interdependencia de unas naciones con otras, por lo tanto hay que tener una visión global”, sostiene.

En esa visión entra la consulta pública como un mecanismo excepcional para poder llegar a acuerdo y de manera preventiva.

“Generalmente en Bolivia existe la lógica de que primero se plantea el conflicto y luego se busca el acuerdo. Entonces la consulta es un espacio en el que antes de entrar en conflicto los actores tienen la posibilidad de conocerse, de intentar ver qué alternativas de colaboración tienen, y lo más difícil, ver las posibilidades de llegar a ser socios en el futuro”, señala. ▲

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En tres gestiones

Pemex redujo la quema de gas hasta 3,5 BMC Foto: proceso.com.mx

En los últimos siete años se redujo la quema en un 20% en el mundo; sin embargo el Banco Mundial ve a futuro riesgo de incremento por la creciente producción de crudo.

Las empresas y los países petroleros buscan las mejores prácticas para el cuidado del medio ambiente.

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vencionales y el ingreso de nuevos países productores.

Por este motivo, la GGFR tiene un reto fundamental de fortalecer los esfuerzos de reducción de quema de gas en la industria petrolera, continuando con las tareas que ha realizado en todos estos años. ▲

QUEMA MUNDIAL DE GAS

1999

la realización de esfuerzos de prevención y reducción de las prácticas no deseadas de desperdicio del gas, a través de políticas de cooperación entre diversos actores, identificación y ejecución de proyectos y capacitación.

En cuanto al nuevo escenario energético de la industria del gas, el directivo de la petrolera ve un riesgo en el aumento de la quema, principalmente por el incremento de la producción en diferentes Estados, tanto en campos convencionales, como en el desarrollo de plays no con-

1998

D

esde que México se integró a la alianza Global Gas Flaring Reduction (GGFR) del Banco Mundial en el 2010, Petróleos Mexicanos (Pemex) redujo de 13,6 mil millones de metros cúbicos (BMC por su sigla en inglés) la quema anual de gas a 3,5 BMC en el 2012, principalmente en regiones marinas, según Luis Fernando Betancourt, subdirector de Disciplina Operativa, Seguridad, Salud y Protección Ambiental de la compañía.

Esta medida forma parte de la estrategia de protección ambiental de Pemex que plantea la colaboración en iniciativas internacionales como GGFR para apoyar acciones de reducción de emisiones a la atmósfera.

En 2008 México ocupaba el cuarto lugar entre los países con mayor quema de gas, pero el 2011 se situó en el número quince. Este esfuerzo fue distinguido por la GGFR que en octubre de 2012, otorgó un reconocimiento a la petrolera por el trabajo realizado en la reducción de quema de gas en el Activo Cantarell de Pemex Exploración y Producción.

Pese a estos importantes logros, Betancourt señaló que Pemex todavía tiene un “camino” importante por recorrer para continuar con el óptimo desempeño productivo y ambiental.

Entre los retos más importantes están, el uso de nuevas tecnologías para mejora de aprovechamiento del gas, el avance en el programa de medición y mejora de estimación de volúmenes de gas quemado y venteado, la aplicación de las lecciones aprendidas y mejores prácticas en la gestión de quema y venteo y la asignación del presupuesto necesario a todos estos proyectos.

Cabe señalar que la GGFR bajo la dirección del Banco Mundial fue establecida en el 2002, durante la Cumbre Mundial sobre Desarrollo Sostenible en Johannesburgo, para facilitar la reducción de la quema de gas en operaciones de exploración y producción de petróleo y gas.

En todo este tiempo esta instancia logró una mayor concienciación relativa a este tema en diferentes países, la reducción del 20% en quema mundial en los últimos siete años, el desarrollo de herramientas para medir esta actividad y el apoyo para el diseño de nuevas regulaciones sobre quema y venteo.

De acuerdo a los datos presentados por Betancourt, anualmente se quema un aproximado de 140 BMC de gas a nivel mundial que equivalen el consumo de Francia e Italia y a un 5% de la producción del energético en el mundo.

Además 360 millones de toneladas de dióxido de carbono son liberadas a la atmósfera, equivalentes a las emisiones de 77 millones de vehículos.

Por ello, para el GGFR es importante

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Luis Fernando Betancourt, subdirector de Disciplina Operativa, Seguridad, Salud y Protección Ambiental de Pemex

1997

TEXTO: Edén García S.

anualmente se quema un aproximado de 140 BMC de gas a nivel mundial que equivalen al consumo de Francia e Italia y a un 5% de la producción del energético en el mundo

1996

Petróleo & GAs

Gas quemado, bcm

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Producción de petróleo Fuente: Agencia Nacional Atmosférica y Oceánica (NOAA), BP

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No es un método nuevo, sino una renovación porque los clientes comienzan a tener gran interés para su aplicación en montañas donde la sísmica no da buenos resultados

Jairo Sedano, gerente de operaciones de Schlumberger WesternGeco

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petróleo & gas

JAIRO SEDANO, GERENTE DE OPERACIONES DE SCHLUMBERGER WESTERNGECO A NIVEL GLOBAL

‘Magnetotelúrica con mayor auge’ Se trata de un método que ayuda a mejorar la resolución de los datos sísmicos o simplemente una alternativa para áreas donde la sísmica no genera una resolución aceptable. Es amigable con el medio ambiente.

TEXTO: franco garcía S.

A

unque se trata de un método no sísmico que lleva muchos años de vigencia, la magnetotelúrica ha comenzado a resurgir en el último tiempo y se posiciona actualmente como un complemento importante que permite mejorar los resultados de resolución sísmica en áreas donde no se obtienen buenos resultados por la geología existente, según el gerente de operaciones de Schlumberger WesternGeco.

De acuerdo a la descripción del experto brindada a Reporte Energía, la magnetotelúrica “utiliza como fuente las corrientes creadas por la interacción de los vientos solares con la magnetoesfera de la tierra y las tormentas eléctricas. La respuesta de la tierra a la misma es lo que se toma como base para hacer un modelado que dará a conocer la resistividad

y conductividad del terreno y con eso poder determinar las capas geológicas”.

Este método que se utiliza en la industria petrolera, minera y geotérmica es muy amigable con el medio ambiente porque no usa fuentes artificiales de vibración (explosivos), sino simplemente las corrientes, vientos solares y tormentas. Además en comparación a otros métodos no requiere gran cantidad de personal y su impacto en el campo por la apertura de vías de acceso es mínimo.

“Está empezando a tener mayor auge en la medida que se ha comprobado que en conjunción con la sísmica, produce mayor resolución. No es un método nuevo, sino una renovación porque los clientes están empezando a conocerlo y a tener mucho interés para aplicar el mismo en las montañas donde la sísmica no da buenos resultados por la geología volcánica”, apuntó.

Esta técnica fue introducida por el geofísico francés Louis Cagniard en la década de

1950 y ha sido utilizado para la exploración minera y el mapeo geofísico regional.

Se emplea en exploración petrolera para el reconocimiento de cuencas sedimentarias a bajo costo y para la exploración en áreas en las que los levantamientos sísmicos son dificultosos debido a la severidad de la topografía o la presencia de rocas volcánicas de alta ‘impedancia’ cerca de la superficie. ▲

Jairo Sedano

Se requiere poco personal para ejecutar el método magnetotelúrico, el cual es amigable con el medio ambiente.

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petróleo & gas

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Para Ecopetrol SA, la norma del gerenciamiento energético establece la mejor estructura de gestión y su uso garantiza sostenibilidad de la cultura de eficiencia energética

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Julián Estévez Serrano, jefe de Departamento de Recursos Energéticos de Ecopetrol

PREVÉn OPERACIÓN DEL SGEN AL 100% EN 2015

DATOS

Ecopetrol reduce costos por $us 220 MM anuales Con gestión energética Mermará en 5.6% emisiones de CO2, vía proyectos en eficiencia, optimización y diversificación energética.

Fuente: Ecopetrol

DATOS

TEXTO: franco garcía S.

A

unque la ISO 50001 es una norma de reciente creación (2011), Ecopetrol SA avanzó en su implementación hasta junio de este año en 28% y esperar completarla hasta 2015 con lo que logrará hasta el 2020, entre otros aspectos, ahorrar 20 mil barriles de petróleo equivalente por día (KBEPD) en el consumo de energía y una reducción de costos de $us 220 MM anuales, según Julián Estévez Serrano, jefe departamento de Recursos Energéticos de la compañía petrolera colombiana.

La ISO 50001 es una normativa estándar internacional donde se establecen los requisitos para el establecimiento de un sistema de gestión de energía (SGEN). Asimismo apunta a que las organizaciones mermen continuamente la utilización de energía, y de esta manera bajen sus costos y la emisión de gases de efecto invernadero (GEI).

El crecimiento de los procesos productivos de Ecopetrol y su grupo empresarial, se traduce en incremento del requerimiento de energía que en este 2013 se tiene previsto en 5.843 GWH/año.

Este volumen de energía representa el 13% del consumo nacional de Colombia, el cual se prevé que crezca hasta 12.158 GWH/año al 2020, que significará a su vez el 18% de la demanda país.

En este marco, Ecopetrol SA se trazó como objetivo lograr la disminución del costo de energía mediante el incremento de la eficiencia energética, confiabilidad y la reducción del consumo de energía y emisiones de CO2.

La nueva oferta de energía en el grupo petrolero colombiano se desarrolla optimizando el recurso energético disponible en las operaciones (eficiencia energética) y asegurando las tres dimensiones: económica, ambiental y social.

Además de garantizar el suministro e

Fuente: Ecopetrol

infraestructura energética empresarial e incrementar las fuentes de energía en la matriz energética, entre 2010 y 2020 se espera subir en 7% la eficiencia energética aprovechando los recursos disponibles.

Por otro lado, en su estrategia ambiental reducirá en 5.6% las emisiones de CO2 para el 2017, a través de proyectos en eficiencia, optimización (3.9%) y diversificación energética (1.7%).

Esta iniciativa se ejecutará en base a gerenciamiento energético, inclusión de renovables en la matriz energética, mejoramiento de la eficiencia en procesos productivos, metas en disminución de emisiones y GEI, calidad del aire, combustibles limpios y biocombustibles.

“Para Ecopetrol S.A., la norma del gerenciamiento energético establece la mejor estructura de gestión y su uso garantiza sostenibilidad de la cultura de eficiencia energética, su efectividad depende de las herramientas de su aplicación para lograr que la organización mejore el desempeño energético, reducción de costos y del impacto ambiental”, señaló el funcionario de la compañía colombiana.

Eficiencia energética

Diversificación energética

Proyecto de modernización de Servicios Industriales refinería.

Reduce las emisiones de CO2 en 300,000 t/año y merma el consumo de energía en 15%.

Conversión Tecnológica de Turbinas a gas producción. Mejora de eficiencia 30% y disminución del Heat Rate en 23%.

Auditoría energética Edificios.

487.000 KWh/año en ahorros de energía y $us 70.000 año.

Sistema de Gestión Integral de la Energía en poliducto SalgarMansilla. 96.501 KWh-mes promedio de ahorro y potencial de ahorro por mejores prácticas de operación 10%.

Pequeñas centrales hidroeléctricas. Estudio de Factibilidad en zonas de uso de combustibles líquidos, ahorros de 0,16 $us/KWh. Energía potencial en ductos.

Recuperación de 2 MWh de energía disipada en ductos, ahorros alrededor de $us 2.000.000 año.

Iniciativa Geotérmica. Revisión de información de subsuelo existente para aplicar en regiones donde sea energía competitiva.

Medición Eólico – Solar. Medición en 15 sitios de la operación de la compañía, 3 potenciales proyectos de energía fotovoltaica.

descubra +

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El compromiso de Ecopetrol es producir en el 2015 1 millón y 1 millón 300 mil en el 2020 de barriles limpios de petróleo, sin accidentes, sin incidentes ambientales, con normalidad laboral, en armonía con los grupos de interés y sos-

tenible en las dimensiones: económica, comparta ambiental y social. ▲

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ANH

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electricidad

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Es un llamado a la acción y un compromiso para hacer de Chile un país con mejor energía sustentable, la eficiencia es la fuente de energía más limpia, segura y económica

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Plan de Acción de Eficiencia Energética 2020 (PAEE20)

43.000 tcal de reducción de consumo en ese año

Chile pretende disminuir en 12% la demanda de energía hasta el 2020 Foto: wikimedia.org

Este país considera a la eficiencia energética como parte de la respuesta a los desafíos que se presentan en este sector, tomando en cuenta la alta dependencia de importaciones en su matriz energética.

TEXTO: Edén García s.

D

e acuerdo al Plan de Acción de Eficiencia Energética 2020 (PAEE20) del Ministerio de Energía de Chile, se prevé reducir el consumo de energía en este país hasta el 2020 en 12%, logrando una disminución aproximada de 43.000 Tcal (billón de calorías) en ese año.

“Conforme a los estudios realizados y a un adecuado resguardo de la productividad, nuestra propuesta es que en 2020 podamos alcanzar una disminución del 12% en la demanda de energía final proyectada hacia ese año”, señala el documento. Esto representa, solo por energía eléctrica que se deja de consumir, una potencia desplazada sobre los 1.100 MW (megavatios) con los consiguientes beneficios económicos para este país.

Adicionalmente, la consecución de esta meta permitirá generar beneficios extras, como mayores niveles de producción y competitividad de la industria y menores emisiones de CO2 (dióxido de carbono), entre otros.

Según el documento, Chile está expuesto a las fluctuaciones internacionales de precios de los combustibles, debido a que la mayor parte de su matriz energética es importada. Esta dependencia, a comienzos de los años 90, estaba en torno al 50% y alcanzó un máximo de 84% el año 2004, mientras que en 2011 fue del 78%, cifra que sigue siendo alta.

Por ello, el Ministerio de Energía de este país considera a la eficiencia energética como parte de la respuesta a los desafíos que se presentan en este sector, ya que disminuye el consumo de energía proyectado, la dependencia de los energéticos importados y aumenta la seguridad de suministro.

El PAEE20 es una propuesta para que los diferentes sectores de este país integren la eficiencia energética en sus decisiones y se considera como el primer paso para desarrollar una cultura en torno a este concepto.

“Es un llamado a la acción y un compromiso para hacer de Chile un país con mejor energía y más sustentable”, menciona el texto.

A nivel nacional, el grupo de energéticos que más se consume en Chile corresponde a los derivados del petróleo, que representa el 54% del consumo final secundario. La característica más importante de este ener-

Un 78% de la matriz energética chilena depende de las importaciones.

gético es que prácticamente la totalidad de los derivados debe ser importada o son producto de la refinación de petróleo crudo, el cual se importa en un 96,5%.

El segundo energético más utilizado es la electricidad que representa el 19,2% del consumo final, le sigue la leña con el 17,8%, y más atrás se ubica el gas natural con el 5,5%.

MEDIDAS DEL PLAN DE ACCIÓN El PAEE20 contiene una serie de medidas y programas que tienen como objetivo central aumentar la eficiencia energética nacional chilena. Están dirigidas operacionalmente a los sectores industrial y minero, transporte, edificación, uso final de artefactos y energético leña.

A esto se suman las medidas que están orientadas a generar un cambio cultural y que son transversales a todos estos componentes.

Entre las acciones más importantes que se plantean en todos los componentes están el promover la implementación de sistemas de gestión de energía, la incorporación de tecnologías eficientes, el mejoramiento del parque automotor de transporte de pasajeros, la gestión eficiente de edificios, entre otros.

En cuanto a las líneas de acción transversales a todos los sectores de consumo, se prevé el fortalecimiento de la educación, investigación, desarrollo, difusión, medición y verificación. ▲

SITUACIÓN ACTUAL DEL CONSUMO ENERGÉTICO

5% 37%

26%

32% Industria y Minería Transporte Comercial, Público, Residencial Sector Energía: Auto Consumo Fuente: Ministerio de Energía en base al Balance Nacional de Energía 2011.

Ahorros estimados del PAEE20

Sector Industria y Minería Transporte

Edificación

Artefactos Leña Otros Total

Ahorros al 2020 (Tcal) 16.900 5.000 8.500 3.500 8.000 1.100 43.000

Ahorros al 2020 (%) 39 12 20 8 19 2 100 Fuente: Ministerio de Energía de Chile

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Lograr estas inversiones requiere de voluntad política para recuperar la integridad de las reservas probadas, probables y posibles de contratos próximos a su vencimiento

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Jorge Manco Zaconetti, Economista e Investigador Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Perú

la estatal peruana podría generar más de $us 400 mM/a como utilidades fuera de impuestos y regalías

FORTALECer PETROPERÚ ¿VA O NO va?

El autor sostiene que la participación de la estatal petrolera peruana en E&P es la única garantía para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente a nivel nacional de combustibles, generando utilidades en un negocio integrado.

H

emos sido testigos de excepción de como en menos de 72 horas el inefable ministro de energía y minas, Jorge Merino Tafur, ha firmado dos resoluciones ministeriales, la RM 300-2013MEM/DM aprobando los objetivos anuales y quinquenales (2013/2017) de Petroperú apostando por su integración vertical en sus operaciones, explotación, refinación, modernización de la refinería de Talara, distribución mayorista y minorista, recuperación de la gestión en los terminales concesionados a tarifas ridículas, más el acceso a la posesión propia de grifos que permitan regular los precios en los combustibles y limitar los abusos a los consumidores.

Dos días más tarde, el viernes 2 de agosto en el diario oficial el mismo ministro firma otra resolución ministerial dejando sin efecto la RM anterior con la promulgación de la RM N 304-2013-MEM/DM. Debiera ser evidente que le han corregido la plana al ministro del sector, y se ha impuesto la línea dura de Nadine Heredia y el ministro de economía y finanzas Luis Castilla, para complacencia del empresariado pre moderno que usa los activos, yacimientos, bienes que fueron alguna vez de la petrolera estatal, de allí la férrea oposición al fortalecimiento de la petrolera estatal y a la devolución de los lotes cuyos contratos están próximos a su vencimiento.

Se debe recordar que en primer trimestre del año ocurrió lo mismo con la frustrada compra de la participación de Repsol en la refinería La Pampilla, en los grifos y en la principal envasadora de gas licuado de petróleo (Solgás), donde el estado peruano utilizando mecanismos de mercado a diferencia de la estatización de YPF principal activo de Repsol en Argentina, tuvo que retroceder ante la fuerte oposición de los liberales mercantilistas que hacen negocios con el Estado; así cuando la primera dama declaró públicamente “las cifras dirán si la compra de La Pampilla va o no va”, se cayó el proyecto.

El presidente de la República y Comandante General de las Fuerzas Armadas, Ollanta Humala, debe entender que el fortalecimiento empresarial de PetroPerú es la única garantía para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente a nivel nacional de combustibles, generando utilidades con la explotación de hidrocarburos en un negocio integrado. En tal sentido, la seguridad energética constituye un obje-

tivo estratégico de los Estados. De allí que la experiencia histórica nos demuestra que más del 70 por ciento de la producción y las reservas de hidrocarburos a nivel mundial están en manos de las petroleras estatales.

Solamente a nivel de los países vecinos, en el norte Ecuador tiene en Petroecuador una empresa que le permite capitalizar al Estado, a través de transferencias y utilidades que financian la infraestructura física de dicho, los programas sociales y las fuerzas armadas. Menciono a la empresa ecuatoriana pues es una de las principales abastecedoras de crudo de PetroPerú, así con la Jorge Manco Zaconetti información disponible Petroecuador ocupa el sexto lugar entre los principales contratistas de PetroPerú quien compró a ésta les contratistas de PetroPerú lo ocupa la hidrocarburos por un valor de 216 millones empresa Savia Perú S.A. que opera el lote de dólares en el 2012. de explotación Z-2B con una producción En nuestro país opera todavía la petrosuperior a los 12 mil barriles diarios y una lera estatal brasileña Petrobras en el lote de producción de gas natural en el campo de explotación X que hasta 1995 era operado más de 60 millones de pies cúbicos, lo cual con eficiencia por PetroPerú, para ser prile permite a través de su filial Procesadora vatizado a favor de la petrolera argentina Gas Pariñas procesar más de 1,400 barriles Pérez Companc que pagó un poco más de diarios de líquidos de gas natural (LGN) que $us 202 millones por sus reservas probadas constituye la base natural para obtener GLP que fueron subvaloradas. Desde el 2003 Pey el derivado Hal apreciado derivado en la trobras opera dicho lote ante la compra a petroquímica. nivel internacional de los activos de Pérez Se menciona a Savia no solamente Companc; así el lote X de Talara es responporque tiene negocios con PetroPerú del sable de una producción superior a los 13 orden de los 480 millones de dólares en el mil barriles diarios y vende un promedio de 2012 que constituyen los ingresos netos de 10 millones de pies regalías pagadas al cúbicos diarios a la fisco, y al cual se le gracias a la renta peempresa eléctrica debe restar el imtrolera del lote X, que de Piura (EEPSA), puesto general a estaba en uso y usufrucque pertenece al las ventas (IGV). Los to de PetroPerú hasta su grupo Endesa. accionistas en esta privatización, petrobras La empresa empresa son dos expandió sus operacioPetrobras Energía empresas estatales, nes con participaciones Perú S.A. según el donde el 50 por menores en una serie listado de las princiento de las acciomás de lotes cipales contratistas nes es detentado de PetroPerú (2012) por la petrolera coocupa el primer lulombiana Ecopetrol gar con compras de 673 millones de dólay el otro 50 por ciento lo retiene KNOC la res, que constituyen los ingresos de la filial petrolera de Corea del Sur. brasileña y del cual se derivan los excedenTanto Colombia como Corea del Sur tes, y las utilidades que han financiado las uno de los llamados “Tigres del Asia” desainversiones de exploración en el lote 58 con rrollan políticas de apertura, con gobiernos más de 300 millones de dólares y su particiliberales y políticas de libre mercado donde pación en el lote 57 que retiene como socio el Estado juega un papel fundamental en el minoritario con Repsol. desarrollo del capitalismo y la democracia.

Es decir, gracias a la renta petrolera (utiEs más, la empresa KNOC es socia minorilidades, depreciaciones y amortizaciones) taria en el lote 8 en el consorcio Pluspetrol obtenidas en el lote X, que fue un lote en Norte y aparece también en el puesto 20 uso y usufructo de PetroPerú hasta su prientre las empresas contratistas con ventas vatización, la filial brasileña ha expandido directas de 77 millones de dólares como se sus operaciones en el país con participaciopuede apreciar en el cuadro respectivo. nes menores en una serie más de lotes.

La empresa argentina Pluspetrol opera El segundo lugar entre las principalos lotes 8 en consorcio con empresas co-

Foto:

TEXTO: JORGE MANCO ZACONETTI*

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reanas y retiene el 100 por ciento de participación en el lote 1-AB cuyo contrato de licencia vence en agosto del 2015, y que por respeto a la ley de fortalecimiento de PetroPerú debiera ser asignado a la petrolera estatal para asegurar una producción diaria superior a los 15 mil barriles.

En su conjunto las operaciones de los lotes 8 y 1-AB le generan ingresos a Pluspetrol Norte S.A. por ventas a PetroPerú del orden de los 233 millones de dólares, que deben ser sumados a los ingresos de exportación por un valor de 579 millones de dólares en razón que buena parte del crudo extraído del lote 1-AB corresponde a un crudo pesado menor a los 19 grados API y tiene que ser exportado. De allí la importancia de modernizar la refinería de Talara para el tratamiento de los crudos pesados provenientes de los campos de la selva nororiental y la unidad de desulfurización para retirar el azufre contenido en los hidrocarburos .

Sin embargo, el lote 1-AB tiene un valor extraordinario no solamente por los volúmenes de reservas probadas, probables y posibles sino también por su ubicación a través del ramal norte con el gran Oleoducto Nor peruano que fue dicho sea de paso obra de ingenieros y técnicos peruanos en la década de los setenta del siglo pasado.

Con sus instalaciones, aeropuerto, tuberías constituye la salida natural para el potencial de hidrocarburos de los lotes vecinos.

Es de particular importancia la participación de capitales chinos de carácter estatal como PetroChina Internacional filial de la poderosa CNPC empresa del Estado chino, y con su otra filial que opera en las actividades de explotación en Talara; así la presencia de Sapet Development en el lote VI/VII que con una producción superior a los 3,500 barriles diarios, sobrexplotando la fuerza de trabajo con salarios propios de “coolies chinos” y numerosas faltas ambientales hacen negocios con PetroPerú y con esa producción utilizada por la refinería de Talara obtiene ingresos del orden de los 156 millones de dólares.

En los yacimientos que alguna vez pertenecieron a PetroPerú, es decir a todos los peruanos operan empresas privadas que han aprovechado las reservas que descubriera la petrolera estatal en los años setenta, ochenta del siglo pasado cuando la actividad de riesgo exploratorio era su responsabilidad perforando en promedio 25 y 19 pozos al año, y no como ahora que realizan perforación en los pozos de desarrollo sobre todo en la Cuenca Talara y Zócalo Continental.

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con reservas probadas de hidrocarburos, el Estado peruano podría garantizar el financiamiento de los $us 2,730 mM que requiere la modernización de la refinería Talara

Jorge Manco Zaconetti, Economista e Investigador Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Perú Al igual que Sapet la empresa de capitales noruegos Interoil que explota los lotes III y IV en Talara tiene sus contratos con el tiempo vencido, y sus ventas de crudo a PetroPerú en el 2012 sumaron los 142 millones de dólares con una producción conjunta que supera los 3,500 barriles de crudo.

EPíLOGO El Jefe de Estado en su mensaje del 28 de julio señaló la importancia del fortalecimiento de PetroPerú y la decisión de modernizar la refinería de Talara con una inversión de $us 2,730 millones, inversiones que permitirían la ampliación de la capacidad de refino, la presencia de la planta de desulfurización para refinar combustibles limpios en especial del diésel con 50 partes por millón de azufre que hoy se importan por valores superiores a los $us 1,300 millones, para contar con la unidad de tratamiento de crudo pesados y otras inversiones colaterales que estarán bajo responsabilidad de empresas privadas por un valor superior a $us 700 millones.

Hacer posible tales volúmenes de inversiones requiere de la suficiente voluntad política para recuperar la integridad de las reservas probadas, probables y posibles de los contratos próximos a su vencimiento, tales como los lotes 1-AB el más importante, que sumadas a las reservas de los lotes

de explotación de Talara (II, III, IV, VI/VII) más las reservas probadas del lote 64 transferidas a PetroPerú por la empresa canadiense Talisman otorgarían a la petrolera estatal el suficiente respaldo financiero ante cualquier entidad internacional.

Así, con las reservas probadas de hidrocarburos que mantienen un precio superior a los 100 dólares el barril, el Estado peruano tendría la suficiente garantía para financiar los 2,730 millones de dólares que requiere la modernización de la refinería de Talara, y en menos de 10 años con la capacidad de refinación ampliada y la producción propia de petróleo se devuelven los préstamos.

Participando en las operaciones propias de la explotación, la refinería modernizada con combustibles limpios, terminales propios recuperados, distribución mayorista y minorista (grifos), con su planta de envasado de gas licuado petróleo (GLP) y participante en el negocio del gas natural, PetroPerú podría generar más de $us 400 millones anuales como utilidades fuera de impuestos y regalías que tendría que pagar como toda empresa.

Por tanto el presidente de la República tiene la oportunidad histórica de ser el gestor en la recuperación del uso, posesión y usufructo de los hidrocarburos al servicio del país y de las grandes mayorías, cumplir con el viejo anhelo “petróleo para los pe-

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petróleo & gas

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PETROPERÚ: PRINCIPALES CONTRATISTAS1/ (En Miles de Dólares - Año 2012) Nº NOMBRE 1 PETROBRAS ENERGIA PERÚ S.A. 2 SAVIA PERÚ S.A. 3 PETROCHINA INTERNATIONAL Co. L 4 CHEVRON PRODUCTS COMPANY 5 PLUSPETROL NORTE S.A. 6 PETROECUADOR-EMP. ESTAT. PETROLEOS 7 GLENCORE LTD 8 PERUPETRO S.A. 9 OLYMPIC PERU INC. SUCURSAL DEL PERU 10 BPZ EXPLORACION & PRODUCCION S 11 SAPET DEVELOPMENT PERU INC SUC 12 INTEROIL PERÚ S.A. 13 MERCURIA ENERGY TRADING S.A. 14 TRAFIGURA PTE LTD 15 KOCH REFINING INTERNATIONAL PT 16 SK INNOVATION SUCURSAL PERUANA 17 HUNT OIL COMPANY OF PERU LLC SUC.D PERU 18 ASTRA OIL COMPANY LLC 19 ATLANTIC TRADING & MARKETING 20 KOREA NATIONAL OIL CORPORATION

MONTO CONTRATO 673,692 489,676 433,191 273,656 232,737 216,519 186,824 162,162 157,131 156,920 156,466 141,668 125,218 118,538 115,010 105,936 105,674 85,458 81,192 77,163

PARTIC % 2/ 13.29% 9.66% 8.55% 5.40% 4.59% 4.27% 3.69% 3.20% 3.10% 3.10% 3.09% 2.80% 2.47% 2.34% 2.27% 2.09% 2.09% 1.69% 1.60% 1.52%

(1) Información proporcionada por el Dpto. de Información Financiera de Petroperú S.A. (2) La participación es en relación a los 50 primeros contratistas de Petroperú según montos negociados Fuente: Petróleos del Perú S.A., portal web de transparencia.

ruanos” que fue violentado por un cuestionado proceso privatizador en la dictadura fujimontesinista que remató a precio vil los yacimientos, activos y filiales de PetroPerú.

De hacer lo contrario sería una felonía a los intereses del Perú. * Economista e Investigador Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Perú. ▲

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En el primer semestre tuvimos un incremento sustancial en relación al mismo periodo de 2012, debido a la construcción e inicio de operaciones de la nueva planta Margarita

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Repsol Bolivia Fotos: Repsol Bolivia

especial bolivia

La segunda fase del proyecto Margarita - Huacaya contempla la perforación de dos nuevos pozos, realización de sísmica 2D y 3D, construcción del tercer tren de procesamiento, ductos y facilidades de producción para conectar pozos.

EN LAS CUATRO ÁREAS en las QUE OPERA

TEXTO: franco garcía S.

Repsol bolivia L duplicó producción acumulada de hidrocarburos Al primer semestre de 2012 alcanzó 770,9 MMmc de gas natural y 1,7 MM de bp. En similar periodo de 2013 obtuvo 1.689,2 MMmc del fluido y 3 MM de barriles.

a producción acumulada de gas natural y petróleo de los cuatro campos que opera Repsol Bolivia se duplicó al primer semestre de este año, en relación a similar periodo de 2012, según datos brindados por la compañía a Reporte Energía.

En las áreas operadas por Repsol Bolivia: Caipipendi, Mamoré, Monteagudo y Cambeiti, la producción acumulada durante el primer semestre de 2012 alcanzó a 770,9 millones de metros cúbicos (MMmc) de gas natural y 1,7 millones de barriles de petróleo (MMbp). En el primer semestre de 2013, la producción del fluido fue de 1.689,2 MMmc y 3 MMbp de petróleo.

“En el primer semestre de este año

hemos tenido un incremento sustancial en relación al mismo periodo de 2013. El principal factor fue la construcción de la nueva planta Margarita y el inicio de sus operaciones, en mayo de 2012, lo que permitió pasar de 3 a 9 millones de metros cúbicos diarios de gas”, explicó la empresa.

En abril de este año se realizó un paro de planta, oportunidad en la que junto con las conexiones para la puesta en marcha del nuevo tren de procesamiento se hicieron trabajos para aumentar la actual capacidad de procesamiento. De esta manera, actualmente la entrega de gas es de 10,8 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).

Consultada la compañía sobre los avances de los trabajos de exploración indicó que dentro del plan de desarrollo de Margarita-Huacaya, se tiene contemplada

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la perforación del Margarita 5 alcanzó una profundidad de 5.180 metros y ya concluyeron los trabajos de completación. se realizan las conexiones al sistema de recolección

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Repsol Bolivia

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especial bolivia

se perforarán dos pozos más en margarita Según Repsol Bolivia la Fase II del Proyecto Margarita-Huacaya avanza de acuerdo al cronograma establecido y a principios de octubre se habrán concluido las actividades que se requieren para cumplir con el compromiso contractual de incrementar la producción a 13 MMmcd.

Esto supone concluir la ampliación de la planta y la construcción de 29,4 kilómetros de ductos y las facilidades de producción para conectar los pozos, además de la perforación y puesta a punto de los pozos Margarita 5 y Margarita 6.

En estas actividades participan más de 1.400 personas, de las cuales alrededor del 40% provienen de las comunidades del área de influencia directa e indirecta.

En la construcción de la planta se ha concluido el montaje del nuevo tren de procesamiento, se está finalizando el cableado eléctrico, de instrumentación, y el montaje de las cañerías en los piperacks.

Se desarrolla la etapa de precomisionado y en los próximos días concluirá la

terminación mecánica para iniciar el comisionado, el proceso de puesta a punto de la planta para iniciar sus operaciones.

Cabe resaltar que en meses pasados se hicieron las 71 conexiones necesarias para incorporar el nuevo tren y garantizar que la capacidad de procesamiento alcance a 15 MMmcd.

Además, en estos trabajos realizados en abril, se logró aumentar la capacidad de procesamiento a 10,8 MMmcd, lo que se ha traducido en una mayor entrega para la provisión de los mercados interno y externo.

Con miras a garantizar los nuevos volúmenes de producción, la perforación del Margarita 5 alcanzó una profundidad de 5.180 metros y ya concluyeron los trabajos de completación. A su vez se realizan las conexiones al sistema de recolección.

En el Margarita 6 la perforación alcanzó los 4.300 metros de profundidad y actualmente se efectúan pruebas para posteriormente realizar su completación.

Tomando en cuenta que la capacidad de procesamiento de la planta será de 15 MMmcd, después de octubre continuará el trabajo de perforación de pozos, con el Margarita 7 y Margarita 8.

En el primero se concluyó la construcción de la planchada y del camino de acceso y se ha iniciado el montaje de la torre de perforación. En el segundo, se están efectuando las obras civiles.

la ejecución de la sísmica 2D y 3D, para lo cual se está concluyendo el proceso de licitación y los trámites de obtención de licencia, para poder iniciar la actividad en los próximos meses. “Esto forma parte de un plan exploratorio que alcanzará a un total de $us 116 millones en corto y mediano plazo, en el Área de Contrato Caipipendi”, destaca el informe.

Los trabajos de sísmica 2D abarcarán una superficie de 300 kilómetros cuadrados (Km2) y la sísmica 3D se realizará en 571 Km2, a realizarse en el lapso de dos años con el objetivo de visualizar si existe o no una potencial acumulación de hidrocarburos.

Para este fin se aplican las últimas tecnologías y las mejores prácticas acumuladas por Repsol en su experiencia como operador en más de 30 países.

Con los resultados de la sísmica 3D se

proyecta perforar Asimismo, en posteriormente el mediano plazo asimismo en el mediano unos tres pozos se proyecta la explazo se proyecta la exmás en el departaploración de Caroploración de Carohuaimento de Chuquihuaicho 8B-Oriencho 8B-Oriental e inversaca, con el objeto tal e inversiones siones en nuevas áreas, de mantener el nien nuevas áreas, como Carohuaicho 8C, vel de producción como Carohuaiproducto del estudio del área Caipipencho 8C, producto que actualmente está di. del estudio que en ejecución, se indica La compañía actualmente está también particien ejecución, se pa en actividades indica. de exploración a través de YPFB Andina, Por otro lado las inversiones en el área empresa operada por YPFB donde en el de contrato Caipipendi durante el primer corto y mediano plazo destinarán inversemestre de 2013, alcanzaron a $us 123,6 siones por $us 222 millones. millones enfocadas fundamentalmente En los próximos meses se tiene preen actividades de la Fase II para concluir visto iniciar la sísmica 2D y se proyecta la la ampliación de la planta Margarita e perforación de un pozo explorador en la incrementar los volúmenes de hidrocarestructura de Sararenda. buros que deben entregarse a partir de

octubre.

Hasta fin de año la inversión estimada de Repsol Bolivia y sus socios, British Gas (BG) y Pan American Energy (PAE), será de $us 315 millones. El estimado para la Fase II supera los $us 600 millones.

A su vez en Mamoré y Surubí, en el departamento de Cochabamba, se inició el plan de desarrollo para incrementar la producción de líquidos que actualmente se traduce en la perforación del pozo Paloma A8 y otros trabajos de optimización de los pozos ya existentes, con una inversión de $us 8 millones. Estos trabajos continuarán en 2014 con una inversión que totalizará $us 56 millones.

A su vez, Repsol Bolivia, a través de YPFB Andina, donde participa en sociedad con YPFB, ha realizado inversiones por $us 23,1 millones durante el primer semestre de 2013. ▲

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Las empresas de servicios están trabajando a precios de gallina muerta, porque les ofrecen sostenibilidad en el futuro, pero no le dan oportunidad de crecimiento

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Pese a gran movimiento en la industria

empresas locales de servicios aún E con trabas para su crecimiento Foto: Reporte Energía

Las condiciones contractuales y financieras vigentes dificultan la operación y el desarrollo corporativo.

Los ingresos recibidos por los proyectos no alcanzan para el crecimiento de la industria local de servicios.

TEXTO: Edén García s.

n los últimos años las actividades en el sector hidrocarburos en Bolivia han sido intensas debido a los nuevos contratos que firmó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para el desarrollo de diferentes proyectos de la industria del gas, principalmente. Estas cuantiosas inversiones han generado que las empresas de servicios locales tengan mayores requerimientos de trabajo, superando en algunos casos sus capacidades operativas.

Sin embargo, pese a este gran movimiento económico y de volúmenes de trabajo las compañías de servicios bolivianas señalan que aún persiste la problemática de algunos años atrás que consiste en la falta de condiciones necesarias para crecer como empresa y no solamente subsistir como subcontratistas de pequeños proyectos.

Las principales barreras mencionadas fueron las contractuales, financieras y operativas que si bien no dejan en la “bancarrota” a las compañías locales, tampoco les permiten tener un margen de crecimiento y desarrollo importante.

“Las empresas de servicios locales están trabajando de subcontratistas de las empresas grandes a precios de gallina muerta, porque les ofrecen sostenibilidad en el futuro, pero no le dan oportunidad de ningún tipo de crecimiento”, según IPE Bolivia.

Para esta compañía los actuales contratos son lesivos a la industria de servicios petroleros y son “bastante problemáticos” para su administración y ejecución. Consideran que Yacimientos el principal contratante de obras en Bolivia debería regular a los operadores para permitir una mayor participación de empresas de servicios locales en los diferentes proyectos.

IPE Bolivia

Otro punto desfavorable señalado por la compañía es la rigidez de la banca boliviana para otorgar préstamos para el inicio de un proyecto, ya que exige garantías que en algunos casos las empresas de servicios no están en la capacidad de entregar.

“Si una empresa gana un contrato de $us 20 millones y tiene que hipotecar $us 2 millones al banco. Pero, ¿qué vale $us 2 millones en este país? Ni el terreno de la empresa, ni las máquinas, ni las casas de los dueños. Entonces pensar en ganar otro contrato por un monto similar se hace complicado por el financiamiento y es preferible no tomarlo”, añadió la compañía.

En esta misma línea, Mauricio Ríos, gerente general de Prosertec, indicó que aparte de las boletas exigidas por las entidades financieras, las empresas contratantes también piden garantías, incluso posteriores a la ejecución de las obras por el lapso de un año.

Mencionó que si por ejemplo se ejecutó un proyecto por $us 500 mil se debe dejar un monto de hasta un 10% del valor por un año, como garantía de buen funcionamiento de la obra realizada.

“Usted tiene que tomar $us 50 mil y dejarlos en el banco por un año para poder solventar esa garantía, ese es un solo proceso, si sumamos otros con la misma subsidiaria u otras compañías entonces llega un momento que estamos colapsados en garantías y no tenemos los recursos necesarios para operar”, puntualizó.

También hizo alusión al similar trato que reciben las empresas de servicios que tienen amplia experiencia y las nuevas compañías que recientemente operan en la industria de los hidrocarburos. Considera que todas compiten y son medidas con el mismo criterio, sin tomar en cuenta la trayectoria y los estándares de calidad que se obtuvieron en todos los años de trabajo.

Sobre este punto, Carlos Delius, geren-

Obras actuales IPE Bolivia. Sistemas contra incendios para Petrobras, un gasoducto y estación de compresión para BG, una serie de flowlines para YPFB Chaco, entre otros trabajos pequeños.

Prosertec. Estaciones de compresión, con YPFB Transporte, contratos de mantenimiento en sistemas de medición con Vintage y YPFB Chaco, contrato con la refinería Gualberto Villarroel para hacer todas las automatizaciones de turbogeneradores, implementación de las válvulas ROV de control de monitoreo para YPFB Transporte y otros.

Bolinter. En los últimos tres años estuvo involucrada principalmente en la construcción de proyectos importantes, incluyendo la Planta de Gas Margarita CPF Fase I (Obras Civiles y Montaje de Estructura Metálica), la Planta de Gas Margarita CPF Fase II (Obras Civiles y Montaje Electromecánico) en etapa de finalización y la Planta Gran Cuestionan que se otorgue el mismo trato a las empresas no calificadas y a las que tienen estándares de calidad.

Chaco (Obras Civiles y Montaje de Estructura Metálica).

Kaiser servicios. Actualmente trabajan en los proyectos de la Planta de Gas ITAU, líneas de producción DRS-1004 y DRS-1005, línea de Inyección de Agua Los Cusis y el apoyo Logístico dentro del Bloque San Alberto.

Serpetrol. Con cinco años de experiencia en tendido de ductos de media presión.

En este primer semestre finalizaron los proyectos de construcción de Red Primaria en Boyuibe y el Montaje y Provisión de Equipos de Odorización en Cochabamba, Sucre y Potosí para YPFB Corporación.

Carlos Caballero. En la Planta Gran Chaco participa en la construcción de las esferas de almacenamiento, realiza el montaje de la tercera turbina de la Central Bulo Bulo, adjudicado la construcción y montaje de la tubería forzada de conducción de agua del Proyecto Misicuni.

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Existe mucha demanda de trabajo, situación que ha creado mucho desorden porque están haciendo competir empresas calificadas con aquellas que no lo están

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te general de Kaiser Servicios, señaló que la alta demanda de trabajo en la industria de los hidrocarburos en Bolivia generó un “desorden” en el mercado en el que compiten empresas calificadas con las que no tienen estándares de calidad.

“Esta situación genera a su vez mucho desorden porque hay una competencia por los escasos recursos de mano de obra calificada. A todos nos iría mejor si hubiese un desarrollo ordenado de nuevas capacidades y recursos”, apuntó el ejecutivo.

Se intentó hablar con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y YPFB sobre este tema y las posibles medidas e incentivos que se deberían aplicar; sin embargo hasta el cierre de esta edición no se obtuvo respuestas.

Pese a las dificultades que atraviesan las compañías de servicios en la industria bajo las condiciones vigentes, destacan que existe un mayor movimiento económico y de trabajo, lo que de acuerdo a Rodolfo de Mayo, gerente Comercial de Serpetrol, permite a las empresas generar planificaciones con perspectivas más estables.

Mientras que para, Enrique Menacho, gerente general de Bolinter, en Bolivia se construye una importante infraestructura de procesos y transporte de gas sin precedentes. “Confiamos en nuestra vasta experiencia de más de 35 años para seguir

especial bolivia Foto: Bolinter

Carlos Delius, gerente general de Kaiser Servicios

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Montaje de la estructura metálica de la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco en la que Bolinter forma parte del proyecto.

participando competitivamente en los proyectos similares previstos para los próximos 5 años”.

Por su parte, Eduardo Caffaro, gerente Comercial de Carlos Caballero, indicó que

su compañía pasa por un buen momento y se preparan para el futuro, mediante la inversión en equipamiento de última tecnología y la capacitación de sus recursos humanos.

“La industria de los hidrocarburos está frente al desafío de cumplir con las necesidades del mercado y aprovechar este inmejorable escenario para el país y la región”, manifestó. ▲

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especial TEXTO: Lizzett vargas o.

E

UN IMPULSOR DE LA INDUSTRIA Miguel Ferrufino fue un gran impulsor

Confraternizando con colegas de la industria en la “noche chapaca” del FIGAS 2012.

Distinguido (der) por su participación en el Foro Internacional del Gas y Energía 2012 .

Pérdida de un notable empresario boliviano

09/08: La ÚLTIMA ENTREVISTA con REPORTE eNERGÍA

miguel ferrufino deja un vacío en el sector petrolero Fundador y presidente de IPE Bolivia/Perú, con más de 28 años de experiencia en ingeniería de ductos.

Fotos: Archivo / Reporte Energía

l sector petrolero está de luto por el fallecimiento de uno de sus más destacados empresarios, Miguel Enrique Ferrufino Archondo, presidente ejecutivo de IPE Bolivia, con más de 28 años de experiencia en el sector petrolero. Ferrufino dejó de existir el domingo 11 de agosto.

Fue fundador, junto a “Red Tyler de IPE (ingeniería petrolera) Bolivia desde 1997 destacándose en el sector hidrocarburos como especialista en desarrollo de proyectos de transporte y plantas de hidrocarburos.

Una de las especialidades del profesional era el diseño y construcción de plantas de proceso de gas natural, habiendo participado en el diseño de ingeniería del gasoducto a Cuiabá y con gran experiencia en gasoductos en Bolivia, Ecuador, Perú y Brasil. Actualmente había logrado abrir una sucursal en Lima, Perú con 25 trabajadores y buscaba expandirse a Colombia.

Por otro lado, tenía un amplio conocimiento del movimiento energético del país y del Cono Sur con una capacidad y experiencia en negociación de proyectos energéticos. El empresario era reconocido por su conocimiento del mercado mundial de servicios y de tecnologías de proceso e industrialización, razón por la cual era invitado a participar en diferentes eventos nacionales e internacionales del sector hidrocarburos donde plasmaba su experiencia en el rubro.

Desde su cargo promovió la ejecución de más de 20 millones de dólares en proyectos de ingeniería en forma directa y participación en más de 3.500 millones de dólares en inversiones realizadas en Bolivia y países vecinos los últimos 15 años.

En estos años IPE Bolivia ha participado en proyectos de envergadura como el gasoducto a Cuiabá (1997), la estaciones de Compresión Gasbol (2002), la Planta de Gas Margarita (2004), la Planta de Gas Kanata (2005), el Gasoducto Carrasco Cochabamba (2007-2008), la Planta de Gas Percheles (2009) y las líneas de exportación Incahuasi (2011).

En la actualidad la empresa se encuentra participando en la ingeniería de la Estación de Compresión de GIJA , en la Estación de Compresión de Carrasco, en la Flow Lines para San Alberto, Sábalo, entre otros.

En uno de los encuentros mensuales del grupo filantrópico Servilleta, del cual fue también fundador.

de la industria a través de su participación en la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y fue el mentor del fundador de la revista Petróleo & Gas, en el mes de mayo del año 1998 y luego del semanario Energy Press el año 2000, Miguel Zabala Bishop, hoy director de Reporte Energía.

“Miguel Ferrufino era una persona con mucha empatía, un excelente profesional y sobre todo un gran amigo. Su ausencia se siente profundamente en los círculos que frecuentaba, la industria petrolera y entre los amigos que lo queríamos” dijo Zabala Bishop. ▲

¿Como evalúa el marco contractual para las empresas de servicio en Bolivia?

Los contratos que existen hoy en día son lesivos a la industria de servicios petroleros. No hay una sola empresa que esté creciendo y esté económicamente saneada y trabajando cómodamente.

Todas han agarrado subcontratos que son bastante problemáticos para su administración y ejecución, entonces el principal problema es ese, que Yacimientos el principal contratante de obras en Bolivia, no está regulando ni está obligando a los operadores a tomar servicios locales o tener mayor participación local en la toma de decisiones de servicios.

Todo está yéndose hacia afuera muy fácilmente y nos estamos quedando como hace 15 años solamente con las migajas. ¿Cual es la solución para mejorar su rubro?

En un mundo donde el Estado ha ganado muchísimas fuerza y está haciendo muchísimas inversiones estatales con YPFB, ellos deberían pensar un poco en cambiar los esquemas de contratación y obligar a las compañías extranjeras que hagan sociedades con empresas o consorcios locales, dependiendo siempre de la magnitud de cada contrato.

Entonces ese el principal problema que tiene la industria de servicios petroleros en Bolivia, o sea los contratos son grandes, hay muchísimos constructores y se los hacen pelear por migajas.

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no se puede producir, industrializar y peor comercializar sin tener definido lo que tenemos y de donde lo vamos a obtener. esto solo se consigue con la exploración

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Hugo Sosa, secretario de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

visión de tres departamentos productores de hidrocarburoS

‘urge inversión en exploración para AVANZAR EN LA industrialización’ TEXTO: lizzett vargas o.

R

epresentantes de las Secretarías de Hidrocarburos de Cochabamba, Chuquisaca y Santa Cruz coinciden en que el Gobierno boliviano debe reforzar la inversión en exploración para asegurar la ejecución de la industrialización en el país.

De acuerdo al análisis de los secretarios de tres departamentos productores de gas y petróleo, se debe tener en cuenta que la cadena hidrocarburífera no sigue un proceso normal sin la exploración. Añaden que si bien los ingresos para el erario nacional aumentaron en relación a años anteriores, ello se debe al alza internacional en el precio de los hidrocarburos.

Por otro lado, advierten que en los próximos años los campos potencialmente productores del país, así como también los residuales, de los cuales ahora los departamentos reciben sus regalías para ser invertidas en caminos, agua, electricidad y en salud, mermarán sus reservas ostensiblemente, a falta de mayor actividad exploratoria.

Para Hugo Sosa, secretario de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, “no se puede producir, industrializar y peor comercializar sin tener definido lo que tenemos y de donde lo vamos a obtener.

Esto solo se consigue con la exploración”.

De la misma manera el secretario de Hidrocarburos de Cochabamba, Cristóbal Aguilar, señala que en Bolivia la exploración es el “eslabón débil de la cadena’’ y que esta debe ser planificada de manera paralela a la industrialización.

Explicó que en el caso de su departamento la inversión destinada a la actividad exploratoria no supera los $us 7 millones, monto que consideran mínimo para explotar las reservas en las áreas potenciales de su región.

Al respecto, Felipe Molina, secretario de Hidrocarburos Energía y Minería del Gobierno Autónomo Departamental de Chuquisaca, destaca cambios positivos en esta industria en los últimos diez años, lo que repercute en la perforación de nuevos pozos exploratorios en áreas que no fueron tradicionales, construcción y adecuación de nuevas plantas de procesamiento. “Demostrando que en el país se viene y se vive una nueva era hidrocarburífera cuya meta

es lograr el máximo potencial”, apunta.

Entre los avances rumbo a la industrialización de los hidrocarburos en el país, los secretarios consultados destacan la construcción de la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande ubicada en Santa Cruz.

Para la Gobernación de Santa Cruz la Planta era de primera necesidad porque principalmente implica sustituir la importación de gas licuado de petróleo para cubrir el consumo del mercado interno.

En este misma línea, Aguilar resaltó los $us 185 millones destinados a su región para la construcción de la primera Planta de Urea y Amoniaco, “lo que significará la chispa para arrancar con la industrialización en Bolivia, que es esperada con gran expectativa por el departamento”.

Sin embargo, tanto Sosa como Aguilar remarcan que el desarrollo de esta industria, está aún estancada hace muchos años por la falta de inversión en exploración desde la nacionalización de la actividad petrolera en Bolivia.

En el caso de Chuquisaca, Molina apunta a que si bien los recursos para exploración en su departamento son importantes ($us 69,9 millones), estos no son acompañados de inversión en infraestructura para el tratamiento y adecuación del

Foto: ABI

Secretarías de Cochabamba, Chuquisaca y Santa Cruz sugieren mayor actividad en áreas no tradicionales y reactivación de campos maduros para incrementar reservas de hidrocarburos, además de infraestructura para gas.

Planta de Separación de Líquidos de Río Grande inició la producción de las primeras 330 toneladas métricas de GLP.

gas natural. Además señala que se necesita gestionar la reactivación de los campos maduros, así como la elaboración de información sobre campos abandonados sujetos a auditorías ambientales, en el departamento.

Bolivia está en un auge por el precio de los hidrocarburos, por lo que este buen momento se debe aprovechar para transformar el gas y darle mayor valor agregado, afirman.

Por otro lado, se tiene una gran opor-

tunidad para dar impulso a la industria petroquímica, que representa una gran expectativa para el país, coincidieron en señalar los secretarios consultados.

Reporte Energía se comunicó con la Secretaría de Hidrocarburos del Gobierno Autónomo Departamental de Tarija, a cargo de Fernando Vega, para conocer su posición sobre los proyectos que están pendientes para Tarija, pero hasta el cierre de esta edición no respondieron el cuestionario que se les envió oportunamente. ▲

opinan secretarios de hidrocarburos de tres gobernaciones Felipe Molina, Chuquisaca

Hugo Sosa, Santa Cruz

Cristóbal Aguilar, Cochabamba

‘Más competencia para formular proyectos’

‘limitantes en la cpe para inversión departamental’

‘exploración debe ser paralela a la industrialización’

Aún no se realizaron estudios complementarios en cuanto a evaluación de reservas posibles para prospectar áreas y volver a perforar, ya que los hidrocarburos explotados en el departamento fueron en niveles someros.

Considero vital para la próxima gestión extender las competencias en la formulación de proyectos industriales que beneficien a mi región. Actualmente no contamos con ninguna planta de industrialización. Otro aspecto a considerarse es la realización de inversiones en la implementación del cambio de la matriz energética, a través de instalaciones domiciliarias de GN y estaciones de GNV.

Sabemos que las limitantes que tienen los departamentos para realizar inversiones en hidrocarburos, son las competencias privativas del nivel central contempladas en la CPE; Sin embargo, se trató de integrar una comisión técnica en la elaboración de la nueva ley de Hidrocarburos, para la cual no recibimos repuesta alguna. Si bien el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz da soporte técnico y socializa la información referente del sector, esto no basta, ya que lo que el departamento necesita son ingresos por regalías para continuar con el desarrollo del mismo, y estos solo se consiguen con inversión.

Tenemos muy poca inversión en la etapa de exploración. Solo contamos con algo más de 7 millones de dólares, que no significa una gran cantidad para hacer exploración.

Si no tenemos la materia prima para transformarla mínimamente en 20 años, será imposible proyectarnos hacia la industrialización de los hidrocarburos.

Esta tiene que ir paralela a la exploración.

El Estado debe prestar atención a la exploración, puesto que es importante garantizar el suministro de gas natural, no solamente para transformar amoniaco sino también para otros derivados.

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el proyecto 3D Chimoré podrá definir varios proyectos exploratorios en Bulo Bulo, Katari y Carrasco Este, así como en las nuevas áreas que suscribirá con YPFB corporación

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YPFB Chaco

recursos para esta gestión ascienden a $Us 114 MM

ypfb chaco sa ejecutó el 82% de su presupuesto semestral Foto: YPFB Chaco

La inversión de $us 42 millones fue destinada en su mayor parte a tareas de perforación, exploración y desarrollo en las áreas de Carrasco Este, Dorado Sur y Caigua. Perforarán tres pozos exploratorios y cuatro de desarrollo. antecedentes ypfb chaco. Es una filial de YPFB Corporación que tiene como actividades principales la exploración y producción de Hidrocarburos. ÁREAS. Opera en una extensión total de 144.425 hectáreas, que incluyen un bloque de exploración, 21 áreas de explotación de las cuales 14 están en producción y siete en reserva, en cuatro departamentos de Bolivia.

La subsidiaria de YPFB Corporación También es propietaria de dos empresas afiliadas, la compañía eléctrica Central Bulo Bulo SA, en la provincia Carrasco, departamento de Cochabamba, y la planta engarrafadora de Gas Licuado de Petróleo (GLP), en Santa Cruz de la Sierra.

Labores de sísmica 3D en la zona de Chimoré, Cochabamba. Es considerado uno de los trabajos de prospección con mayor extensión efectuado en Bolivia.

TEXTO: lizzett vargas o.

producción de los campoS ñupucu e itau (ENERO - JUNIO) 2012 2013

L

a inversión ejecutada por YPFB Chaco SA durante el primer semestre 2013 asciende a $us 42 millones, equivalente a un 82% de lo presupuestado para el mismo periodo, informó la compañía a Reporte Energía.

Según los datos brindados, un 65% de estos recursos económicos fueron destinados a la perforación de pozos, tanto de exploración como de desarrollo, en las áreas de Carrasco Este (X2), Dorado Sur y Caigua, de los departamentos de Cochabamba, Santa Cruz y Tarija respectivamente, operados por la compañía. El resto está distribuido entre equipos y trabajos en plantas, construcción de líneas de producción, equipos de soporte e inversiones en áreas no operadas.

La perforación en el pozo Carrasco Este X2 finalizó a inicios de mayo. Produce más de 410 barriles por día de condensado y cinco millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural, entre otros.

En junio concluyó también las operaciones en el pozo Dorado Sur 1002, con una producción de gas de 12.4 MMpcd y 349 barriles de condensado. En el mismo mes se finalizaron los trabajos de intervención del pozo Caigua X-11 del que se estima una producción aproximada de 10 MMpcd.

(BPD)

5.694 5.534

2.8%

(MCD)

659.4 612.3

7%

(MMPCD)

210.8 211.1

0.1%

Fuente: Elaboración propia con datos de YPFB Chaco.

Actualmente YPFB Chaco opera y tiene participación accionaria en los campos ÑPC (Ñupuco) e Itau, los cuales registraron una producción de 5.534 barriles por día (BPD) y 612.3 metros cúbicos día (Mcd) de gas licuado de petróleo a junio de 2013, volúmenes que comparados al pasado año y en el mismo periodo muestra una disminución de 2.8% y 7% respectivamente. Sin embargo, en la entrega de gas natural presenta un leve incremento de 210.8 a 211.1 MMpcd.

Para finales de 2013 prevén concluir la perforación de tres pozos exploratorios y cuatro de desarrollo. Asimismo se preten-

den efectuar la intervención de otros dos pozos productores.

En términos monetarios, estas actividades se reflejan en un presupuesto de aproximadamente $us 77 millones, equivalentes a un 67% del presupuesto de inversiones fijado para la gestión 2013, mismo que asciende a $us 114 MM. También estiman completar el procesamiento de la sísmica 3D efectuada durante la gestión 2012 en la zona de Chimoré (Cochabamba), con una extensión de 388 kilómetros cuadrados, el cual es considerado como uno de los trabajos de prospección

sísmica más extensos efectuados en Bolivia.

Se estima que con los datos obtenidos del proyecto 3D Chimoré se definirán proyectos exploratorios en los campos Bulo Bulo, Katari y Carrasco Este, así como en las nuevas áreas de exploración que YPFB Chaco suscribirá próximamente con YPFB Corporación (áreas Dorado Oeste, Isarzama y San Miguell).

Por otro lado, YPFB Chaco lideriza diversos programas de Responsabilidad Social Empresarial (RSE) en beneficio de las comunidades aledañas a sus operaciones.

En este marco durante la gestión 2012 se inició la “Campaña Por la Salud y la Vida”, que tiene como objetivo proporcionar atención médica y odontológica, como parte del proyecto Sísmica 3D Chimoré.

A través del programa “Hogar Limpio, Hogar Sano”, fueron capacitados en reciclaje de residuos sólidos 10.238 estudiantes de 28 unidades educativas y 830 gremialistas de los cincos distritos de Entre Ríos.

Hasta mediados de este año, YPFB Chaco destaca la finalización de 97 proyectos de inversión social en la zona donde se realizó la sísmica 3D, en coordinación con dos municipios, dos federaciones de cocaleros (Carrasco y Mamoré), 14 centrales, 77 sindicatos y 2.260 propietarios de terrenos en el área.

La compañía califica el resultado como “positivo” porque se atendieron todas las demandas de las organizaciones sociales. ▲

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La demanda del pueblo boliviano de recuperar la soberanía nacional a través de la Agenda de Octubre de 2003, abrió un nuevo horizonte en el manejo de los recursos naturales

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Comunicado YPFB Corporación

desde 2006 hasta junio de 2013

$us 19.340 millones de renta petrolera Foto: YPFB Corporación

Estas cifras obedecen a la suba de la demanda de volúmenes de gas natural de Argentina y Brasil, al ajuste trimestral de precios de exportación en función del WTI y a las nuevas reglas de la nacionalización, según YPFB. TEXTO: Franco García S.

D

esde 2006 hasta junio de 2013 se generó para Bolivia $us 19.340 millones por concepto de renta petrolera, proveniente de la suma de los ingresos generados por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), Regalías y Participaciones, Participaciones YPFB, Patentes y otros impuestos nacionales derivados de la actividad económica, de acuerdo a información brindada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El aumento en las recaudaciones tributarias y otras participaciones del sector Hidrocarburos obedece al incremento de la demanda de volúmenes de gas natural de Argentina y Brasil, al ajuste trimestral de los precios de exportación del energético que se elevaron en función a la cotización del crudo internacional de referencia (WTI) y a las nuevas reglas establecidas por la Nacionalización, explica la estatal petrolera.

“La demanda del pueblo boliviano de Según el Gobierno boliviano, la nacionalización de los hidrocarburos es la principal causa para que existan mayores ingresos para este país provenientes de la renta petrolera. recuperar la soberanía nacional a través de la Agenda de Octubre de 2003, abrió un nuevo presas operadoras programaron $us 959,6 horizonte en el manejo de los recursos natumillones de dólares, suma que está destinada rales y ahora el país se beneficia con este rea la ejecución de proyectos en toda la cadena sultado logrado por la gestión del Presidente hidrocarburífera.

Evo Morales”, indica el comunicado de YPFB A su vez se indicó que YPFB Casa Matriz Corporación. ejecutó $us 242 millones, cumpliendo el 80% El proceso de Nacionalización de los HiEn lo que respecta a la actividad exploratoria, al momento se concluyó la perforación de la programación hasta junio. Este año, la drocarburos consolida el fortalecimiento de de cuatro pozos y se realizan actividades en otros seis pozos, señala YPFB Corporación. estatal petrolera realizó una programación YPFB como la primera empresa nacional, la La perforación de siete pozos fue concluida y seis pozos continúan ejecutándose. Se de $us 714,7 millones, monto que está desmisma que contribuye al desarrollo social y concluyó la ampliación de la Planta Yapacaní Fase II, continúa la ampliación de la capacitinado a la ejecución de proyectos en toda la económico del país a través del apoyo con dad en la Planta Margarita (Fase II) y Planta Itaú. cadena de hidrocarburos. recursos de la renta petrolera destinados a A su vez YPFB Transporte opera 3.837 Kilómetros de ductos para transporte de Gas La Gerencia proyectos de salud, Natural, mientras que Gas Transboliviano (GTB) opera un total de 561,64 Km. Nacional de Redes educación, infraesYPFB Transporte distribuyó hasta junio 8,3 millones de metros cúbicos de gas por el proceso de nacionade Gas y Ductos tructura social y día al mercado interno. lización de los hidro(GNRGD), participa vial que mejora la En las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa carburos consolida el aproximadamente calidad de vida de Cruz se espera alcanzar una capacidad de procesamiento de crudo, hasta la conclusión fortalecimiento de ypfb con el 16% del prelos bolivianos, se del 2013, de 51.950 barriles por día. como la primera empresupuesto total de la señala. sa nacional, la misma empresa. Por otra Por otro lado que contribuye al desaración de Líquidos Gran Chaco, que ejecutó parte, la Gerencia quisición de equipos y accesorios, en el Yacimientos Perrollo social y econó$us 120,7 millones.

General de Proyecdepartamento de Santa Cruz ejecutó $us 6 trolíferos Fiscales mico del bolivia entera En ese contexto, la Gerencia Nacional de tos, Plantas y Petromillones, en La Paz y Oruro se ejecutó $us 6,1 Bolivianos (YPFB Comercialización ejecutó $us 0,6 millones de química es la responmillones, en Cochabamba $us 2,6 millones, el Corporación) y las $us 1,5 millones programados para este sesable de la ejecución restante fue destinado a Chuquisaca y Potosí, empresas operamestre. Este presupuesto está destinado para de los proyectos de las plantas de separación estos montos se emplean en el cambio de la doras ejecutaron $us 761 millones durante el mejoramiento de plantas de engarrafado de líquidos Río Grande y Gran Chaco, la Planmatriz energética. el primer semestre de 2103, inversión que de Gas Licuado de Petróleo (GLP), implementa de Urea y Amoniaco, el complejo petroAl primer semestre se tendió 522,8 Kilórepresenta el 83% de la programación finantación de estaciones de servicios, además de químico de Etileno, Polietileno, Propileno y metros de red secundaria y 94,6 kms de red ciera del mismo periodo, según la Gerencia plantas reparadoras y recalificadoras.

Polipropileno, además del proyecto Gas Naprimaria, además de realizar 30.242 instalaNacional de Planificación, Inversiones y EstuPor otra parte, se tiene la modernización tural Licuado (GNL), participa con el 78% del ciones internas. dios (GNPIE) de la estatal petrolera. de las plantas de engarrafado en: Valle Herpresupuesto de la empresa.

A su vez, la Gerencia General de ProLa corporación ejecutó $us 438 millones moso, Senkata y Palmasola. También se ejeEn el territorio nacional, la GNRGD, ejecutó yectos, Plantas y Petroquímica, invirtió $us y las empresas prestadoras de servicios ejecuta dos Plantas de Recalificación, la primera $us 24 millones, es decir, que esta repartición 199,6 millones, siendo el proyecto con mayor cutaron $us 323 millones. Para este periodo, en Senkata y la segunda en Valle Hermoso. ▲ de Casa Matriz, invirtió $us 7 millones en adejecución en el semestre la Planta de SepaYPFB Corporación conjuntamente las em-

Se perforó cuatro pozos; actividades en otros seis

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especial bolivia

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LA subida de los volúmenes de gas para el mercado interno se debe al incremento de las entregas en los city gates para gas domiciliario y estaciones de servicio de gn vehicular

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Informe primer semestre 2013 de YPFB Transporte

en el primer semestre de este año

transporte de Gas natural crece en 22% Foto: Archivo / YPFB Transporte

Se enviaron 53 MMpcd más que en el mismo periodo de 2012. Otro repunte se registró en los hidrocarburos líquidos con un aumento de 2.4% en relación al año pasado.

Construcción de la Fase II del GIJA, donde se edifica una Estación de Compresión en Campo Grande.

volúmenes transportados por contrato de servicios de transporte (mpc) Mercado Mercado Total Interno Exportación Transporte 1er Semestre 2012 1er Semestre 2013 Incremento %

50.830.253 53.851.600

133.232.417 183.456.274

184.062.67 237.397.875

5,61%

27,41%

22,47% Fuente: YPFB Transporte

Distribución del Programa de Inversión Social Producción y Generación de Ingresos 42% Salud y Saneamiento básico 18% Acción social (eventos, emergencias, asistencias en dificultades) 16% Educación 14% Deporte 9% Otros apoyos operativos (mantenimiento de caminos, entierro de ductos, atajados, etc.) 1%

TEXTO: Lizzett Vargas O.

A

l primer semestre de 2013, YPFB Transporte incrementó en 22.47% los volúmenes transportados de gas natural, lo que significa 53.3 millones de pies cúbicos día (MMpcd) más que el mismo periodo de 2012. En los primeros seis meses del año pasado la cifra alcanzó a 184.062 MMpcd en tanto que en similar periodo de esta gestión fue de 237.397 MMpcd.

De acuerdo a los datos de la subsidiaria de YPFB Corporación, esta suba en los volúmenes de gas natural destinados para el mercado interno se debe, en mayor proporción, al aumento de las entregas en los city gate (estación de recepción y despacho) para gas domiciliario y estaciones de servicio de gas natural vehicular. En menor dimensión sucedió por la instalación de nuevas plantas termoeléctricas.

El gas para el mercado de exportación creció por los requerimientos del mercado brasileño, puesto que demandó sus máximos volúmenes contratados a partir de la segunda mitad de 2012 hasta la fecha actual. Las entregas al mercado argentino se añaden en atención al requerimiento y mayor disponibilidad de gas natural.

Otro repunte en este mismo periodo se registró en los hidrocarburos líquidos, que a diferencia de 2012, se incrementaron en 2.4%, registrándose un total de 10.9 millones de barriles por día (BPD) transportados a junio de 2013.

Este porcentaje es el resultado del incremento en la producción de crudo natural principalmente de los campos ubicados en el sistema sur del país y que vienen asociados a la producción de gas natural, además de la puesta en operación de nuevos oleoductos, mejoras o adecuaciones a la capacidad de transporte en las estaciones.

En el reporte al primer semestre, YPFB Transporte destaca la conclusión de cuatro proyectos, entre ellos el proyecto de restitución de capacidad de transporte de líquidos para alcanzar los 16.200 BPD en el Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC), el cual había sido adecuado temporalmente para el transporte de gas natural.

Así también, la finalización de la ampliación de las Fases IIIC y IV (Etapa 1 y 2) del Gasoducto Al Altiplano (GAA). Al respecto, este proyecto iniciará la construcción de la Etapa 3 de la Fase IV este 2013, que considera la instalación de una Estación de Compresión en Totoroco, una línea (loop) de 10.8 km y 12” de diámetro a la llegada de Senkata, entre Sica Sica y Senkata, la puesta de una cuarta unidad de compre-

sión en la Estación Sica Sica y la instalación de una quinta unidad de compresión en la Estación Huayñakhota. Una vez concluido el proyecto, permitirá una capacidad de transporte de hasta 89.1 MMpcd.

Por otro lado, a julio de 2013 se concluyó la construcción de la línea para la Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA - Fase I, con lo que se incrementará la capacidad de transporte de este tramo hasta 49.800 barriles por día (BPD). Los otros trabajos de la Fase I se concluirán en diciembre de 2013.

A parte de estos proyectos finalizados en el primer semestre de 2013, la subsidiaría tiene otros en plena ejecución, como la construcción de la Fase II del Gasoducto de Integración Juan Azurduy (GIJA) donde se edifica una Estación de Compresión en Campo Grande. Su finalización está prevista para este mes y constará de dos unidades de compresión de 12 MMmcd cada una.

En la sub-Fase IIB se instalará una tercera unidad de compresión (en condición de stand by), a concluirse en enero de 2014.

Otro de los trabajos previstos para esta gestión, asociado con la segunda Fase del GIJA, es la Expansión Líquidos Sur. Para este proyecto tienen programado completar la adquisición de materiales, la obtención de permisos ambientales y de ingeniería para el inicio de la construcción.

La Fase 2 del proyecto tiene previsto incrementar la capacidad de transporte de 49,8 (miles de barriles por día) MBPD a 59,1 MBPD, como respuesta a mayores volúmenes de producción asociados a Margarita e Itaú principalmente.

Asimismo, durante esta gestión se tiene planificado el inicio de las actividades de Expansión líquidos Reversa Sistema Norte, lo que implicará la adecuación de manifolds e instalación de medidores operativos en las estaciones de bombeo (Carrasco, Caranda y Terminal Santa Cruz) y de la adecuación de los oleoductos para operación bidireccional.

Este es un trabajo complementario a las expansiones del Sistema Sur que permitirá optimizar la operación del sistema y garantizar el abastecimiento de crudo a la refinería de Cochabamba.

Por otro lado, en el segundo semestre de 2013 se iniciará la construcción de las líneas del Gasoducto Villamontes Tarija (GVT) en el tramo Entre Ríos-Tarija. Además se ejecutarán los trabajos programados para el Puente de Regulación y Medición en la localidad El Portillo.

En el área de Responsabilidad Social Empresarial (RSE), YPFB Transporte remarca que “este es el pilar transversal a todas las operaciones y proyectos que ejecuta, es nuestro compromiso con los trabajadores

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LA RSE es el pilar transversal a todas las operaciones y proyectos que SE ejecutaN, es nuestro compromiso con los trabajadores, proveedores, la sociedad y el país

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Evaluación de RSE,YPFB Transporte

cifras

250 M/$US

10,9 MM/BPD

destinó en RSE con el Programa de Inversión Social y en total ejecutó 153 proyectos comunales. fueron los volúmenes de hidrocarburos líquidos transportados en total durante el primer semestre del 2013.

de la empresa, proveedores, la sociedad y el país”.

En este sentido, la subsidiaria invirtió en el 2012 más de $us 250 mil en el Programa de Inversión Social y en total ejecutó 153 proyectos comunales que beneficiaron a 102 comunidades de un total de 49 municipios.

YPFB Transporte opera en siete departamentos de Bolivia (Cochabamba, Chuquisaca, La Paz, Oruro, Potosí, Santa Cruz y Tarija). Existen varios programas que se desarrollan a lo largo del año en las zonas aledañas a las redes de ductos y estaciones que opera la empresa. Para esta gestión estiman que ejecutarán la misma cantidad de proyectos. ▲

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petróleo & gas

VOLÚMENES TRANSPORTADOS DE HIDRoCARBUROS LÍQUIDOS (en Millones de barriles) 2,6

2,4

2,2

2,0

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciemrbe

2012

1.491.314 1.720.474 1.719.303 1.976.297 2.014.488 1.777.913 2.000.960 1.780.679 2.194.226 2.443.916 2.131.833 2.564.916

2013

2.257.823 1.690.988 2.449.161 2.589.426 2.049.921 2.369.589

Nota: El volumen de barriles transportados corresponde a la suma del mercado interno y de exportación Fuente: YPFB Transporte

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especial bolivia

Ejecuta un agresivo plan de desarrollo en sus áreas operadas y no operadas con resultados favorables que se reflejan en una tendencia ascendente de sus principales indicadores

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informe YPFB Andina

en el primer semestre de esta gestión

YPFB Andina sube producción de oil & gas Foto: YPFB Andina SA

El total de las inversiones de la filial de YPFB Corporación ejecutadas hasta junio representan aproximadamente el 88% del presupuesto modificado 2013 para este primer semestre, que alcanza a $us 125.35 millones.

Vista panorámica de las instalaciones de la Planta Río Grande, donde se procesa el gas de exportación al mercado brasileño.

mente el 88% del presupuesto programado para este primer semestre, conforme al presupuesto modificado 2013 que alcanza a $us 125.35 millones.

Por otro lado, de acuerdo a la subsidiaria as inversiones de YPFB Andina SA ejede la estatal petrolera, YPFB Andina ejecuta cutadas hasta junio de 2013 suman un “agresivo” plan de desarrollo en sus áreas $us 46 millones (MM), de los cuales operadas y no operadas con resultados fa37.5 corresponden a proyectos en campos vorables que se reflejan en una tendencia operados, donde se puede destacar la perascendente de sus principales indicadores. foración de cinco pozos (dos en Río GranEn línea con el plan estratégico de la de y tres en Yapacani) y la intervención del compañía y el mandato de YPFB Corporapozo SIR-X5 en el Campo Sirari. ción, se ha logrado un crecimiento sosteEn el informe brindado a Reporte Enernido en los niveles de producción, habiéngía, la filial de YPFB Corporación, manifiesta dose duplicado los que se cuentan con volúmenes de eninversiones en facienfocados en labotrega de gas natural lidades en el campo res exploratorias en con respecto a los Yapacaní corresáreas de desarrollo en registrados en 2009 pondiente a la Fase sus áreas operadas, así en áreas operadas y II de la ampliación como a la adquisición un aumento de alde la capacidad de de sísmica 2D para el rededor de 41% en la planta YPC, por proyecto Sararenda y Sábalo y San Albermencionar los prinen el área Sara Boometo, campos en los cipales proyectos. rang III (Palacios Norte) que YPFB Andina es En lo que restitular del 50%. Para pecta a campos el caso de la prono operados (San ducción de hidrocarburos líquidos se regisAlberto y San Antonio, donde YPFB Andina tró un incremento del 34% adicional en el tiene una participación del 50%), la invermismo periodo. sión acumulada a junio es de $us 8.5 MM (al Esta tendencia se mantiene en la pre50%), donde se destacan la perforación del sente gestión habiéndose alcanzado al Pozo SAL-16 en el campo Sal Alberto y los primer semestre, un crecimiento promedio trabajos de camino y planchada del Pozo de la producción total de hidrocarburos SBL-9 en el campo San Antonio. cercana al 20%, respecto a la registrada el El total de las inversiones ejecutadas año 2012. al mes de junio representan aproximadaTEXTO: Franco García S.

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La meta es entregar 217 MMpcd hasta fin de año En los campos que opera, YPFB Andina tiene previsto alcanzar hasta el mes de diciembre de la presente gestión una capacidad de entrega de gas natural de 217 millones de pies cúbicos/día (MMpcd), logrando de esta manera poner a disposición de YPFB un volumen adicional (50 MMpcd aproximadamente) con relación a sus compromisos vigentes, para lo cual se está gestionado la suscripción de nuevos acuerdos.

En relación a los campos no operados (San Alberto y San Antonio), hasta diciembre se espera alcanzar una capacidad de entrega de 530 MMpcd aproximadamente (al interés de participación de YPFB Andina); consolidando de esta forma a la compañía (campos operados y no operados) como el principal productor de hidrocarburos en Bolivia.

En el objetivo de desarrollar reservas e incrementar la capacidad de producción de hidrocarburos, se tiene programado para la presente gestión la perforación de 11 pozos y dos intervenciones.

En actividades de exploración, forma parte del plan anual en ejecución, la perforación de cinco pozos exploratorios en áreas de explotación (Cobra, Río Grande, Yapacaní y Sirari). Además se prevé el inicio de actividades (camino y planchada) para diciembre del pozo exploratorio BQN-5. Asimismo, están en ejecución los proyectos de adquisición “Sísmica 2D Sararenda” y “Sísmica 2D en el Área Sara Boomerang III”.

El incremento de la producción está fundado principalmente en los resultados de la perforación e intervención de pozos, ejecutados en el segundo semestre del 2012 y el primer semestre del 2013, en los campos Yapacaní, Río Grande, Sirari y Boquerón, con una intensa actividad principalmente en los pozos YPC-11, YPC-15, YPC-26, YPC-24, YPC-25 y YPC-23, SIR-2 y SIR-5.

El indicado aumento se debe también a la ampliación de la capacidad de proceso

de la planta de Yapacaní de 70 a 130 millones de pies cúbicos por día (MMpcd).

En cuanto a la exploración de hidrocarburos en esta gestión YPFB Andina está enfocada a las labores exploratorias en áreas de desarrollo en las que opera, así como a la adquisición de sísmica 2D en el marco del proyecto Sararenda y en el área Sara Boomerang III (Palacios Norte).

La sísmica 2D Sararenda es un proyecto diseñado para cubrir estructuras en sub-

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destacan proyectos de piscicultura, apicultura, horticultura orgánica, ganadería y lombricultura que se ejecutan con participación de comunidades y pequeños productores

Informe YPFB Andina

especial bolivia

implementan proyectos sociales, productivos y educativos Las actividades de Responsabilidad Social Empresarial (RSE) de YPFB Andina se implementan bajo criterios de sostenibilidad, respeto al medio ambiente y al espacio vital de las comunidades, siguiendo una lógica de búsqueda compartida de soluciones a problemas y demandas de las comunidades, afirma la compañía.

En este marco destacan los proyectos de piscicultura, apicultura, horticultura orgánica, ganadería y lombricultura entre una serie de actividades que se efectúan con la participación activa de organizaciones comunitarias y pequeños productores.

El proyecto piscícola recibe apoyo en asesoramiento, capacitación y dotación de insumos en las comunidades del área norte (Challavito, 16 de julio, El Carmen, Alta Vista, Cascabel y Los Pozos).

En el área centro (Rio Grande, La Peña, San Juan de Camargo, San Lorenzo, Iguazurenda entre otras comunidades), se impulsa la ganadería en más de 11 comunidades con la habilitación de 400 hectáreas (ha) de terrenos para la siembra, vivienda y los establos. El proyecto que se lleva a cabo conjuntamente la Capitanía Takovo Mora y beneficiará a más de 325 familias.

Fotos: YPFB Andina SA

Evolución de Producción YPFB Andina Áreas Operadas

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El proyecto apícola se extiende desde las comunidades del norte hacia el sur con resultados alentadores, según YPFB Andina.

Asimismo, se ejecuta proyectos de mejoramiento de la infraestructura educativa de las unidades educativas de La Peña, San Juan de Camargo, San Lorenzo e Iguazurenda.

Recientemente se concluyó la construcción de cinco aulas en alianza con la empresa Oro Negro beneficiando a los niños en edad escolar de la comunidad La Peña. Así también se apoya con desayuno escolar, refuerzo

pedagógico y bibliotecas a las comunidades cercanas al campo Río Grande.

En el área sur se ejecuta una diversidad de proyectos productivos y sociales, desde la actividad apícola hasta el fortalecimiento de las organizaciones de base para gestionar el desarrollo local de las comunidades guaraníes asentadas en las proximidades al Campo Camiri-Guairuy.

Fuente: YPFB Andina SA

La subsidiaria de YPFB Corporación intensifica sus actividades de perforación en sus diversas áreas operadas.

suelo y consolidar el modelo estructural de Sararenda. Con este proyecto, YPFB Andina está explorando en tres áreas simultáneamente: Camiri, Guairuy y Carohuaicho 8D, al Sud Oeste del departamento de Santa Cruz, en la provincia Cordillera.

Para este cometido se ha diseñado un relevamiento de 392.4 Km, dispuestas en 10 líneas transversales que cubren 318.4 Km de este a oeste y dos líneas longitudinales de norte a sur que cubren 74 Km de terreno en

superficie. En los primeros días de junio del presente año, se ha efectuado el reconocimiento del terreno por vía aérea y terrestre con cuatro empresas especializadas y representantes de YPFB y las comunidades directamente involucradas de las Tierras Comunitarias de Origen (TCO Kaami y Alto Parapetí).

El resultado de esta actividad permitió consolidar el diseño de adquisición y validar la ubicación de las áreas que serán impac-

Planta de Yapacaní. YPFB Andina logró ampliar su capacidad de procesamiento de 70 a 130 MMPCD.

tadas, el campamento base, sub base, helipuertos, zonas de descarga y modificación de las direcciones de las líneas para no afectar pueblos, comunidades ni instalaciones que se encuentran en el área de trabajo.

“Al momento estamos cumpliendo a cabalidad la programación de la licitación de los servicios de adquisición de la Sísmica 2D de Sararenda. En forma paralela se realiza la gestión social correspondiente, así como el procesamiento de información

para la categorización de la Ficha Ambiental del proyecto”, remarca el informe.

A su vez la sísmica 2D (Sara Boomerang III) se encuentra al Nor- Oeste del departamento de Santa Cruz, en la provincia Ichilo. Es un proyecto enfocado a la estructura baja de Palacios Norte, para consolidar el prospecto especialmente en cuanto a su geometría. Se encuentra en fase de diseño para su posterior licitación y ejecución en la próxima gestión. ▲

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En la fase de exploración, entre otras actividades, Gazprom y Total realizarán el levantamiento de magnetotelúrica, gravimetría y asimismo perforarán dos pozos exploratorios

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

A

l momento de la firma del contrato de servicios petroleros para la exploración y explotación del Bloque Azero, Roman Kuznetcov, vice director gerente y director de operaciones de Gazprom, afirmó que Bolivia es un país atractivo para la realización y desarrollo de proyectos gasíferos. Sin embargo, cabe recordar que el camino para llegar a este acuerdo fue bastante arduo, puesto que requirió negociaciones complejas que duraron cerca de cuatro años antes de obtener la “luz verde” para el proyecto.

La resolución de directorio 13/2009 permitió a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realizar las gestiones y negociaciones para constituir una sociedad de economía mixta entre la estatal petrolera, Total E&P Bolivie y Gazprom (GP) Exploración y Producción SL. YPFB en el marco de la nueva Constitución Política del Estado (CPE), en las gestiones 2009 y 2010, elaboró un contrato de servicios referencial que le permitió cumplir con lo dispuesto en la Carta Magna y atraer inversiones para exploración y explotación.

Una vez que Yacimientos contó con el contrato base, el mismo fue remitido a Gazprom y Total, los que identificaron 55 temas en disenso, en base a los cuales se inició el proceso de negociación.

El Directorio de YPFB autorizó el 17 de octubre de 2012 la suscripción de este contrato de servicios petroleros, así como la conformación de una nueva Sociedad de Economía Mixta (SAM) para realizar actividades hidrocarburíferas en el área Azero.

A su vez el 17 de mayo de 2013 se promulgó la Ley Nº 379 donde la Asamblea Legislativa Plurinacional autoriza la suscripción del contrato de servicios para el área Azero entre las empresas señalada e YPFB. De acuerdo al contrato, Gazprom y la francesa Total invertirán $us 130 millones en la fase de exploración del bloque Azero, ubicado en los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz.

“En la fase de exploración, entre otras actividades, Gazprom y Total realizarán el levantamiento de magnetotelúrica, de gravimetría y, asimismo, perforarán dos pozos. Estas actividades van a requerir del desembolso de recursos significativos que ascenderán a aproximadamente a $us 130 millones”, indicó por su parte el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas.

La afirmación fue realizada durante la suscripción del contrato de servicios petroleros para la exploración y explotación del bloque Azero, entre el presidente de YPFB, el gerente general de GP Exploración y Producción SL de la estatal rusa Gazprom, Vladimir Burdakov y el gerente general de Total E&P Bolivie, José Ignacio Sanz.

El presidente del Estado Plurinacional

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Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

EL GIGANTE RUSO EFECTUARÁ EXPLORACIÓN EN EL BLOQUE AZERO

Para Gazprom, Bolivia es un país atractivo EN proyectos gasíferos Junto a Total E&P Bolivie invertirá $us 130 MM en la fase de exploración del bloque Azero, ubicado en los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz.

Foto: YPFB Corporación

especial bolivia

El presidente boliviano, Evo Morales Ayma, destacó el contrato firmado con la empresa rusa al afirmar que se trata de un “avance resultante de la nacionalización de los hidrocarburos”.

de Bolivia, Evo Morales Ayma, participó de la firma de este contrato que se realizó en Palacio de Gobierno y destacó la suscripción del mismo que se constituye en un resultado de la nacionalización de los hidrocarburos.

“Que Rusia mediante Gazprom esté presente en exploración y explotación es una alegría, una satisfacción y un avance profundo para el pueblo boliviano que seguramente con nuevos campos vamos a seguir mejorando la economía nacional”, ponderó Morales.

La suscripción de este contrato establece el inicio de una nueva etapa en la exploración petrolera en Bolivia, que en función al éxito, permitirá a YPFB incursionar en actividades de explotación mediante la conformación de una Sociedad Anónima Mixta (SAM) con las empresas mencionadas con una participación mayoritaria del Estado boliviano.

La delegación de Gazprom estuvo encabezada por Roman Kuznetcov, vicedirector gerente y director de operaciones de esa compañía, quien en la oportunidad destacó que este proyecto es resultado de la fructífera cooperación entre ambos países.

“Es para nosotros un gran honor que el primer contrato en Bolivia sea firmado en

Palacio de Gobierno y con la presencia del presidente Evo Morales. Bolivia se constituye para nosotros en uno de los países más atractivos para la realización y desarrollo de proyectos gasíferos”, ponderó Kuznetcov.

Del mismo modo Ladislas Paszkiewicz, Vicepresidente Senior para las Américas de Total, mencionó que este contrato permitirá expandir los horizontes de la compañía francesa en Bolivia.

“Como buenos socios no nos defraudaremos mutuamente. Haremos del bloque Azero un nuevo orgullo técnico de Bolivia.

Total no solo quiere participar en actividades de desarrollo, sino que como socios estamos comprometidos a afrontar los riesgos de exploración, tarea que está en el centro de las necesidades del país, cuyo desarrollo queremos acompañar”, manifestó Paszkiewicz.

Después de la suscripción de este contrato, inmediatamente se inician los trámites para que este vuelva a la Asamblea Plurinacional para su aprobación, proceso después del cual se protocoliza y se marca el inicio de las actividades, responsabilida+ des y compromisos asumidos.descubra ▲ reporteenergia.com

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reporteenergia.com

Sosa: ‘El reto es encontrar hidrocarburos en azero’ Por su parte el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, destacó la participación de ambas compañías petroleras en la exploración de este bloque considerado como no tradicional.

“Este bloque que comprende más 700.000 hectáreas tiene un gran potencial y ahora Gazprom y Total tienen el reto de encontrar hidrocarburos. En caso de un descubrimiento positivo comercial en el área, inmediatamente se conforma una SAM entre los socios y YPFB, donde el Estado participa a través de YPFB con el 55% y las empresas privadas con el 45% para realizar actividades de explotación del campo”, explicó.

El área Azero se ubica en una zona no tradicional entre las provincias Boeto, Tomina, Hernando Siles, Vallegrande y Cordillera de los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca. Tiene una superficie total de 785.625 hectáreas.

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TEXTO: franco garcía S.

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a quinta versión del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) a realizarse del 13 al 15 de noviembre próximo en el Hotel Los Parrales de Tarija, Bolivia, tendrá como lema: “Avances y Desafíos de la Nacionalización de los Hidrocarburos y Energía y la Visión 2025”, informaron los organizadores a tiempo de resaltar que se trata de un análisis independiente y académico de este proceso a siete años de su implementación.

En este año el Foro más importante del sur de Bolivia en materia de energía e hidrocarburos pretende ser un escenario de consideración de la política hidrocarburífera boliviana y de las compañías que están a cargo de la ejecución de planes y proyectos, que buscan incrementar la capacidad del país, cubriendo las demandas y proyectando la seguridad energética nacional, además de consolidar la nacionalización de los hidrocarburos y la energía, mejorando sus condiciones de acceso.

De acuerdo a los organizadores de la cita energética se pretende conocer los planes en el área energética que implementará Bolivia en el próximo decenio, en el marco de la Agenda Patriótica planteada por el presidente Evo Morales, y los resultados de la gestión en el marco de la soberanía sobre los recursos naturales, con nacionalización, industrialización y comercialización.

Hace unos días Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), dio a conocer los resultados del proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos con la generación de $us 19.340 millones entre 2006 y el primer semestre de 2013 por concepto de renta petrolera, provenientes de la sumatoria de los ingresos generados por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), Regalías y Participaciones, Participaciones YPFB, Patentes y otros impuestos nacionales derivados de la actividad económica.

Asimismo se indicó que la estatal petrolera y las empresas operadoras ejecutaron $us 761 millones durante el primer semestre de 2103, inversión que representa el 83% de la programación financiera del mismo periodo.

El Foro que desde 2009 aporta al análisis, intercambio de experiencias, investigación, proyectos, inversión, tecnología y política energética, se revigoriza este año

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Comité Organizador FIGAS 2013

DEL 13 AL 15 DE NOVIEMBRE PRÓXIMO EN EL HOTEL LOS PARRALES DE TARIJA, BOLIVIA

V FIGAS examinará avances de la nacionalización y desafíos para el 2025 Se invitó al ministro de Hidrocarburos y Energía Juan José Sosa y al presidente de YPFB, Carlos Villegas. Asistirá Ramón Espinasa alto líder del sector Petróleo & Gas del BID. La corporación ejecutó $us 438 millones y las empresas prestadoras de servicios ejecutaron $us 323 millones.

El Foro que se realiza desde 2009, como un aporte para el análisis, intercambio de experiencias, investigación, proyectos, inversión,

• Bajo la organización del periódico Reporte Energía, el Centro de Investigación para el Desarrollo Energético y Ambiental (CIDEA), la empresa BZ Group, y con el apoyo de las más importantes empresas públicas y privadas del sector energético nacional e internacional, instituciones y

en Bolivia, además del aporte de expertos internacionales invitados al evento especializado.

Para esta oportunidad, tomando en cuenta que se hará un análisis retrospectivo y prospectivo del andamiaje actual del proceso eco-

Esta es la imagen del FIGAS 2013, que en esta versión buscará contar con una participación importante del sector estatal, puesto que se analizará la nacionalización de los hidrocarburos .

ACERCA DEL la cita en tarija • El Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) es una organización de pensamiento y un espacio de encuentro de los actores públicos y privados de la industria de los hidrocarburos y la energía, promovida y sostenida por el International Gas & Energy Forum (IGEF) y la publicación especializada Reporte Energía.

tecnología y política energética, se revigoriza este año, ofreciendo una amplia plataforma de propuestas desde el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB, Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y las empresas y organizaciones que aportan al crecimiento del sector

Imagen: Reporte Energía

especial bolivia

organizaciones civiles, el evento se desarrolla desde 2009, año en el cual se lanza el primer FIGAS en la ciudad de Tarija, Bolivia.

• La cita es un espacio de encuentro de autoridades de Gobierno, entidades de regulación, empresas públicas y privadas de hidrocarburos y energía, académicos e investigadores, en conferencias cerradas para altos y medios ejecutivos del sector, para compartir experiencias, proyectos, tecnología, marco legal y políticas energéticas, con el objetivo de generar insumos para la toma de decisiones y ampliar la red de relaciones en su ámbito de acción.

expectativa en Tarija por la realización del Foro El anuncio de la realización del V Foro Internacional del Gas y Energía despertó la expectativa en las instituciones, medios de comunicación y ciudadanía en general de la capital tarijeña, tomando en cuenta que la temática planteada les permitirá conocer de manera oficial y a detalle los diferentes proyectos que se ejecutan en ese departamento.

El requerimiento de información del rubro energético es amplio en la capital tarijeña por lo que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía abrió el 14 de abril de este año una oficina en el lugar, aunque se manifestó por

parte de algunas instituciones locales la necesidad de que se brinden mayores datos de la actividad de la industria.

Por otro lado, hace unos días, en el marco del aniversario de la provincia Gran Chaco de Tarija, el presidente de Bolivia Evo Morales Ayma, garantizó la asignación de regalías que le corresponden a esta región y pidió a sus autoridades definir la forma de inversión de estos recursos que se esperan continúen aumentando, tomando en cuenta que la producción de gas natural se incrementó en el país proveniente de los mega campos situados en esta zona de Bolivia.

16 al 31 de Agosto | 2013

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la cita energética pretende conocer planes en el área energética que se implementará en el próximo decenio, en el marco de la Agenda planteada por el presidente Evo Morales

“

Comité Organizador FIGAS 2013 nómico que marca el desarrollo de la industria petrolera y eléctrica nacional, se han cursado invitaciones al ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, para que inaugure el evento y al presidente de YPFB, Carlos Villegas, para que dicte la conferencia de apertura en la cita internacional.

Además el FIGAS convocó a Hortensia Jiménez, viceministra de Electricidad y Energías Alternativas, a Jorge Arturo Iporre, gerente general de ENDE, a la Vicepresidencia Nacional de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, a la Vicepresidencia Nacional de Operaciones y a la Gerencia Nacional de Industrialización de la estatal petrolera.

Asimismo, se invitó a los presidentes de YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Transporte a fin de que expongan los principales avances que ejecutan sus respectivas compañías.

A su vez uno de los invitados internacionales del FIGAS 2013 es Ramón Espinasa, especialista líder en petróleo y Gas, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y ex economista jefe de Petróleos de Venezuela (PDVSA), quien ha confirmado su participación.

Para la clausura se espera la presencia del gobernador del departamento de Tarija, Lino Condori. ▲

descubra +

reporteenergia.com información sobre el Foro Internacional del Gas y Energía

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41

especial bolivia

LA HISTORIA DEL FIGAS y su aporte a la industria petrolera boliviana desafíos energéticos en tiempos de cambios

nuevos escenarios del negocio energético

Un profundo análisis de la situación de oferta y demanda hidrocarburífera con Brasil y Argentina fue realizada junto a expertos del sector energético y de los principales mercados para el gas boliviano en el FIGAS 2009.

La integración energética regional, gasífera y eléctrica, así como la situación del government take en la región y el marco regulatorio boliviano, junto al nuevo mapa de los hidrocarburos en Bolivia fueron temas de ponencias y una mesa redonda que proveerá insumos para una futura política nacional de hidrocarburos, dijeron los organizadores.

Entre las principales conclusiones del FIGAS 2010 se encuentra la necesidad de avanzar en el aumento de de reservas certificadas de hidrocarburos, porque únicamente con nuevos descubrimientos comerciales se podrá diseñar la política energética nacional y recién considerar la industrialización como un salida viable al incremento de valor al gas natural.

También se sugirió al Estado asociarse con capitales externos para que - en el marco de una adecuada legislación - se financie los procesos de exploración, producción e industrialización, para posicionar nuevamente a Bolivia como centro de distribución de energía.

Nuevas tecnologías, servicios e innovación

servicios, suministros y oportunidades

En el FIGAS 2011 se mencionó la necesidad de promulgar la nueva ley de hidrocaburos, incluyendo los insumos aportados por los actores públicos y privados, con el fin de sacar al sector de la incertidumbre. Asimismo se sugirió promulgar la nueva Ley de Electricidad para reacomodar al mercado eléctrico, porque en las condiciones actuales no es posible crecer y resolver las demandas reales de mercado.

También se indicó que urge adoptar nuevas tecnologías y políticas de innovación para crear valor en la cadena de hidrocaburos . Además se planteó ampliar las redes primarias y secundarias de de gas en áreas con importante densidad poblacional.

La experiencia brasileña en cuanto a la política de contenido local de la industria petrolera fue uno de los temas centrales del FIGAS 2012, compartida por el titular de ONIP. Asimismo, se conoció casos de éxito de compañías bolivianas que operan en la región andina tomando en cuenta las actividades que tuvieron que realizar para competir con otras transnacionales en el rubro de servicios en grandes proyectos.

El contexto internacional también estuvo presente con el análisis de proyectos como el Pre-Sal y su marco regulatorio, además de los desafíos de la YPF estatal para “Vaca Muerta”, entre otros.

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especial bolivia

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el evento contará con la presencia de autoridades energéticas de Estado y representantes de consultoras y empresas internacionales que vienen de una decena países

“

Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, organizadores del Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía

VI congreso CBHE

en debate La agenda energética actual y futura de la región Foto: xxxx

Las conferencias estarán enfocadas en el llamado Trilema Energético, donde también se tratará las oportunidades y desafíos emergentes en la industria de los hidrocarburos. La cita se desarrolla este 21 y 22 de agosto. apuntes del evento Organizadores. La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) realiza el VI Congreso Internacional Gas & Energía y de manera paralela la Expo Energía. Lleva ya cinco años de realización y para esta sexta versión se espera obtener el mismo éxito de las anteriores versiones.

CITA. El 21 y 22 de agosto en el Hotel Los Tajibos en Santa Cruz, Bolivia.

TEMÁTICA. Las conferencias de los disertantes estarán enfocadas en el llamado Trilema Energético, un concepto planteado por el Consejo Mundial de Energía (WEC, por sus siglas en inglés), el cual establece que la Seguridad energética, Equidad social (Energía para Todos) y la Mitigación del Impacto Medioambiental.

PARTICIPANTES. El programa del evento tendrá la participación de una veintena de conferencistas, entre analistas, consultores, representantes de empresas y autoridades sectoriales de Bolivia.

Las conferencias del Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía se realizan en el hotel Los Tajibos de Santa Cruz de la Sierra.

TEXTO: Lizzett vargas O.

D

os conferencistas de alto nivel expondrán los retos y oportunidades de la energía en el continente, en el marco del VI Congreso de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) el 21 y 22 de agosto en Santa Cruz de la Sierra, en el que también se analizarán otras temáticas a cargo de una veintena de conferencistas.

En ese marco, los retos y oportunidades de la energía en Latino América y el Caribe (LAC), así como la demanda actual y futura de energía de estas regiones del continente americano, son dos temas de análisis, por separado, incluidos en el programa de la mañana de la primera jornada.

En ese sentido, será la directora de Asuntos Estratégicos de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustible en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL), Amanda Pereyra, la encargada de presentar los ‘retos e identificar las oportunidades’ a ser encarados por los líderes latinoamericanos y

del Caribe en materia energética, para aseguinternacional que ya confirmaron su particirar los recursos que apuntalen el desarrollo pación en el Congreso. Asimismo, el eveneconómico y social de esta región, misma to contará con la presencia de autoridades que en 2012 alcanzó un crecimiento de su energéticas de Estado y representantes de Producto Interno Bruto (PIB) de 3%, según consultoras y empresas internacionales que datos de la Comisión Económica para Améprovienen de una decena países. rica Latina y el Caribe Las conferen(Cepal). cias de los disertanPosteriormente, tes estarán enfocala accesibilidad y aseJuan José Carrasco, das en el llamado quibilidad del suminisdirector Ejecutivo de Trilema Energético, tro energético es el sela Comisión de Inteun concepto plangundo componente del gración Energética teado por el Consejo Trilema, que en el marRegional (CIER), en Mundial de Energía co del VI congreso boliel marco de la temá(WEC, por sus siglas via gas & energía se pretica de Seguridad en inglés), el cual sentará como la 3era Energética, tomará la establece que la temática del programa palestra para hablar seguridad energéde la situación actual tica, equidad social de la energía en LAC. En su vinculación con la (Energía para Todos) y la mitigación del imCIER, ha dictado charlas y presentado artícupacto medioambiental, son las tres variables los técnicos, fue panelista en congresos y sea balancear por parte de los actores directos minarios, participando además en el Comité e indirectos de este rubro en procura de la Técnico de varias de estas actividades. energía sostenible.

Ambos expertos compartirán el esceEn este sentido, se abordará la temátinario junto a 16 conferencistas de prestigio ca del potencial exploratorio y reservas en

“

“

la región, además de dos exposiciones que referirán la accesibilidad y asequibilidad del suministro energético, el cual es el segundo componente del Trilema, que en el marco del Congreso se presentará como la tercera temática del programa.

De la misma manera, disertarán sobre financiamiento y difusión de proyectos energéticos y la gobernabilidad del sector petrolero (buenas prácticas).

Al cierre de la primera jornada, se analizará el desarrollo de la energía renovable en la región para la mitigación ambiental. En la oportunidad se presentará proyectos de energía solar fotovoltaica, energía eólica y se analizará su perspectiva mundial.

En la segunda jornada, se tocará la quinta temática gas natural y petróleo, donde se hablará sobre el Presal y su impacto en los mercados del petróleo, además de la aplicación de nuevas tecnologías de perforación para hidrocarburos.

Finalmente, Entidades Gubernamentales, tomarán el tiempo para hablar sobre temas vinculados a la actividad energética desde la óptica estatal. ▲

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Actualmente, se ejecuta un conjunto de proyectos termoeléctricos, hidroeléctricos y geotérmicos que permitirán mejorar la oferta de generación en bolivia

Ronald Veizaga, director de Electricidad del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas

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Especial bolivia

PAra tres termoeléctricas, dos hidroeléctricas, una planta eólica y otra geotérmica

Se invertirá $us mil millones en generación eléctrica hasta el 2018 TEXTO: Edén garcía s.

U

n total de siete proyectos de generación eléctrica se ejecutan actualmente en Bolivia, los que permitirán adicionar 623 megavatios (MW) al Sistema Interconectado Nacional (SIN) hasta el 2018, según datos del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas. La inversión aproximada en estos emprendimientos ascienden a $us 1.006 millones.

“Actualmente, se ejecuta un conjunto de proyectos termoeléctricos, hidroeléctricos y geotérmicos que permitirán mejorar la oferta de generación en el país y garantizar el servicio de energía eléctrica con los niveles de seguridad y confiabilidad de-

seados” destacó el director de Electricidad, Ronald Veizaga.

En este año, indicó que ingresarán en operación la planta piloto de generación eólica de Qollpana con 3 MW y la tercera turbina termoeléctrica de la central de Bulo Bulo que tendrá una potencia de 50 MW. Para el 2014, serán puestas en marcha dos termoeléctricas, del Sur y Warnes ambas con 160 MW, mientras que para el 2015 y 2016 operarán la fase I del Proyecto Múltiple Misicuni y San José, con 80 y 120 MW respectivamente.

Por otro lado, consultado sobre las reservas con las que operó el SIN en este año, Veizaga detalló que en promedio se situó en 20%, por lo que el suministro eléctrico estuvo garantizado. ▲

Foto:ABI

Se prevé para este año el ingreso de la planta piloto de energía eólica de 3 MW y la tercera turbina termoeléctrica de Bulo Bulo de 50 MW de potencia. El SIN opera con un margen de reservas promedio del 20%.

El presidente Evo Morales inspeccionó el avance de la construcción de la Termoeléctrica del Sur.

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especial bolivia

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Bolivia necesita pilares fundamentales de desarrollo, líneas maestras como políticas de Gobierno y ahora es el momento de adecuarlas a la Constitución Política del Estado

propuesta de desarrollo de una política de Estado

TEXTO: Lizzett Vargas O.

Bolivia necesita invertir $us 29 mil MM en energía y minería hasta el 2030

P

Foto: Archivo / Reporte Energía

José Padilla propuso una adecuación de la política de Estado para incentivar las inversiones en estos sectores. Plantea una monetización de los yacimientos mineros y de la producción del gas en la bolsa de valores, lo que generarían $us 86 mil MM.

La propuesta de monetización de Padilla implica la colocación de 40 mil toneladas de hierro del Mutún en la Bolsa de Valores para obtener $us 40 mil millones de ingresos para el Estado.

En este marco se refirió a que en 1950 se realizó el primer censo en Bolivia , cuando este debió ser efectuado al momento de crearse la República.

El estudio abarca el periodo previo a la nacionalización de la minería, época en la que Bolivia era importador de alimentos, como el azúcar Cartavio de Perú y otros alimentos provenientes de Argentina. Posteriormente hace referencia al Plan Bohan (1942), con la construcción de la carretera Cochabamba Santa Cruz, y la integración del occidente con el oriente .

“Esos hechos económicos históricos crearon impactos positivos y negativos. El análisis que se debe efectuar ahora es, ¿Cuál es el rumbo que hay que tomar, en lo económico y político?”, apuntó.

ara fortalecer los pilares fundamentales de la economía de Bolivia hasta el 2030 es necesario inyectar una inversión total de $us 29 mil millones en los sectores hidrocarburos, electricidad y minería, sostuvo el experto en minería e hidrocarburos, José Padilla.

En el marco de la presentación de su estudio: “Visión y Desarrollo para una política de Estado hasta el año 2030”, el geólogo afirmó que se requiere una inversión de $us 11 mil millones en electricidad, $us 6 mil millones en el sector minero y $us 12 mil millones en el área de hidrocarburos.

Padilla propuso incrementar los recursos económicos para la conclusión de proyectos eléctricos en Bolivia y así aumentar la oferta de este suministro a la población.

“Tenemos grandes proyectos pendientes como Rositas, el Bala y Miguillas. La evolución de los que están en línea con los que tenemos brinda la suficiente garantía para poder arrancar”, expresó.

Al mismo tiempo señaló que la forma de ejecutar este plan no contempla únicamente la participación del Estado, sino que se puede apelar a figuras como arrendamiento, riesgo compartido y empresas mixtas.

Paralelamente a la captación de inversiones privadas, planteó que el Gobierno Nacional impulse el desarrollo de centrales hidroeléctricas y energías alternativas para proveer electricidad a los nuevos proyectos industriales y de esa manera ahorrar el consumo interno de gas natural.

En el área hidrocarburos, planteó “ir más allá de su industrialización”, avanzando con proyectos como Urea, Propileno, Fertilizantes y Petroquímica. De la misma manera, se debe priorizar el abastecimiento del mercado interno, con gasoductos a departamentos que no cuentan con este Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energia

Identifican siete pilares básicos de la economía Los siete pilares de la econonomía boliviana contempladas en la ponencia “Visión y desarrollo para una política de Estado hasta el año 2030” están formados por recursos humanos, hidrocarburíferos, mineros, eléctricos, agrícolas, cementeros y de turismo, los cuales son considerados como potencialidades propias del país.

Al respecto se señala que con el fortalecimiento de dichos estamentos de la economía se podrá crear “otro panorama” de ingresos per cápita para el país y pasar de 5 a 10 puntos en el Producto Interno Bruto (PIB).

El informe efectúa un análisis del comportamiento político-económico antes y después de 1952, fecha histórica en la que se suceden cambios económicos importantes en Bolivia.

“

José Padilla, geólogo y experto en minería e hidrocarburos.

José Padilla durante la exposición de su propuesta de desarrollo económico al 2030 realizada en Santa Cruz de la Sierra.

Señala como otro aspecto fundamental, el hecho de que Bolivia recibe la mayor parte

de sus ingresos de los productos extractivos del petróleo, gas y la minería.

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especial bolivia Ingresos e Inversiones al 2030

Ingresos Total $us 86.600 millones

Inversiones Total $us 33.000 millones

(si se aplica la monetización)

(turismo, hidrocarburos, energía y minería) Minería

Turismo

Hidrocarburos

37%

21% 41%

38%

Hierro.

$us 40.000 millones

Litio.

$us 11.600 millones

12%

Hidrocarburos

18%

Minería

Energía

Gas natural $us 35.000 millones

33%

Energía

Energía

$us 11.000 millones

Minera

$us 6.000 millones (Mutún y Litio).

Hidrocarburos

$us 12.000 millones

Turismo

$us 4.000 millones

Fuente: Elaboración propia con datos del estudio “Visión y Desarrollo para una política de Estado 2030”

servicio y redes de gas industriales y domiciliarias.

Además sostuvo que es necesario incrementar la producción de gas natural para proveer el energético a las empresas industriales y cementeras. Asimismo señaló que se debe renegociar la amplitud de los contratos de venta de gas con Argentina (2027) y Brasil (2019).

“Pero es determinante que el marco jurídico de la nueva ley de hidrocarburos garantice la inversión en todas sus etapas”, remarcó Padilla.

En cuanto a la minería, el país tiene los proyectos más sustentables de la economía, dijo el experto, señalando específicamente a la industrialización del litio en el Salar de Uyuni en Potosí y el Mutún en Puerto Suárez, ubicado en el departamen-

LA CIFRA

86 mil MM/$US

Es el monto que se lograría hasta el 2030 de la monetización de la producción minera y de la exportación del gas natural.

to de Santa Cruz.

Destacó la potencialidad minera en Bolivia frente a la falta de incentivos de exploración en nuevos yacimientos mineralógicos metálicos y no metálicos.

Por otro lado, señaló la necesidad de crear centros de investigación tecnológica para en exploración, producción, fundición, industrialización y comercialización

minera con la finalidad de aumentar valor agregado.

Asimismo, sugirió ejecutar un inventario de los áridos agregados del país, de esa manera se garantizará su volumen y su calidad para la creación de nuevas industrias por ser grandes generadoras de mano de obra.

Otra de las propuestas del estudio presentado es la monetización de la producción minera e hidrocarburífera del país, lo que servirá como garantías de los proyectos que se realicen en Bolivia.

Explicó que en el caso del hierro del yacimiento Mutún, se puede calcular 40 mil millones de toneladas a un dólar, los que puestos en la bolsa de valores tendrían un valor de $us 40 mil millones.

Además si se monetiza toda la produc-

ción de gas de la exportación ($us 35 mil millones) y de la producción del litio ($us 11.600 millones) hasta el 2030, se tendría en total $us 86 mil millones disponibles.

Sin embargo, para contar con ese beneficio económico “el país debe modificar las políticas de Estado y este es el momento de plantearlas”, dijo Padilla.

“Bolivia necesita tener pilares fundamentales de desarrollo, líneas maestras como políticas de Gobierno y ahora es el momento preciso de adecuarlas a la Constitución Política del Estado, a las leyes que están en proceso como la de Minería, la Ley de Bancos, de Inversión, para que haya crecimiento económico en el país. Se dice que existe un manejo adecuado de la macroeconomía, pero no es suficiente”, concluyó el experto. ▲

Comparación de la potencia eléctrica 2013 y la proyectada al 2030 Proyecto Tipo Lugar Generación Inversión

(MW) (Millones $us.)

Misicuni Hidroeléctrica Cochabamba 80 110 Rosita Hidroeléctrica Santa Cruz 600 1.000 San Jose Hidroeléctrica Cochabamba 120 254 Miguillas Hidroeléctrica La Paz 250 375 Cachuela Esperanza Hidroeléctrica Beni 990 2.000 El Bala Hidroeléctrica La Paz 4.100 7.000 Qollpana Eólico Cochabamba 15 7,6 Laguna Colorada Geotérmica Potosí 100 319 Del Sur Termoeléctrica Tarija 160 122 Warnes Termoeléctrica Santa Cruz 160 150 Unagro Biomasa Santa Cruz 35 20 Guabira Biomasa Santa Cruz 57 30 6575 11.387,6

13.354,6 MW

14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000

1.967 MW

2.000 0 2013 2030 Fuente: Estudio:“Visión y Desarrollo para una política de Estado 2030”

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petróleo & gas

El bloque ofrecido en la primera subasta está ubicado en la Cuenca de Santos, en el polígono pre-sal, destinado a la exploración y producción de petróleo y gas natural

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ANP

BRASIL: EL 21 DE OCTUBRE SE CONOCERÁN LAS OFERTAS

avanza 1.ª Ronda para Pre-sal con modelo de producción compartida A diferencia de las demás licitaciones, en el caso del Pre Sal el Gobierno brasileño definió nuevas reglas tomando en cuenta que el riesgo exploratorio petrolero es bajo por los estudios previos realizados por Petrobras. cronograma para la primera subasta del pre-sal Seminario técnico legal y jurídico fiscal 28.08.2013

Fecha límite para presentar los documentos relativos a manifestación de interés y documentos para calificación

Fecha límite para presentar la garantía de la oferta

Firma del contrato de producción compartida

07.10.2013

noviembre 2013

09.09.2013

Publicación de la versión final de la comunicación y el Contrato de Producción Compartida

Fecha límite para el pago y la entrega de documentos relacionados con el porcentaje de participación

23.08.2013

09.09.2013

agosto

septiembre

Presentación de las ofertas 21.10.2013 octubre

noviembre

Pre-sal y áreas estratégicas Ley 12.276 Ley 12.304 Ley 12.351 Ley 12.734

2010 2010 2010 2012

Cesión Pre-Sal Régimen de Nuevas

Onerosa Petroleo producción normas de

SA (PPSA) compartida distribución Fondo de regalías

Social

Fecha límite para aclaraciones sobre las disposiciones de la Comunicación 07.10.2013

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la ANP

TEXTO: Franco garcía S.

T

ras la exitosa 11ava subasta de bloques, el proceso de la primera ronda de licitación del Pre-Sal, bajo el modelo de producción compartida, avanza según cronograma, por lo que se espera que el 21 de octubre próximo se conozcan públicamente las ofertas de las compañías interesadas en realizar actividades de exploración y explotación de petróleo y gas natural en el área Libra, según la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) del Brasil.

En la primera ronda de licitación para las áreas no concendidas del Pre-Sal se aplicará el nuevo marco regulatorio aprobado mediante Ley Nº 12.351/10 y será la primera experiencia de Brasil en el modelo de producción compartida.

Debe recordarse que desde 2010, entró en vigencia en Brasil un régimen de regulación mixta, puesto que se había determinado también la cesión onerosa de derechos, que concede a Petrobras la facultad de producir en ciertas áreas del Pre-Sal más de

5 mil millones de barriles equivalentes de petróleo (boe).

A su vez la Ley N º 12.351/2012 estableció un marco legal para las zonas de polígonos de los acuerdos estratégicos del Pre-Sal y otra para la producción compartida. Para el resto del territorio, alrededor del 98% de la superficie total de las cuencas sedimentarias, sigue vigente el régimen de explotación bajo la modalidad de concesión, establecido por la Ley N º 9478.

A diferencia de las demás rondas de licitación, en el caso del Pre-Sal el Gobierno brasileño definió nuevas reglas tomando en cuenta que el riesgo exploratorio petrolero es bajo por los estudios previos realizados por Petrobras.

En este marco, se determinó que el tipo de contrato a utilizarse será el de producción compartida, en el que el operador será Petrobras y contará mínimamente con el 30% de participación, pudiendo el restante 70% ser conformado por una o más empresas, en la que también podrá participar Petrobras.

De acuerdo a Ley, el contrato será manejado por Pre-Sal Petróleo SA, una compañía estatal con un rol destinado solo a administración de contratos

Nuevo marco del presal Contratos. Serán hechos directamente con Petrobras o por licitación.

Criterio definidor de licitación. La mejor oferta del excedente en petróleo. costo del petróleo. Será restituido al contratado después de la declaración de comercialidad y según condiciones expuestas en el contrato. empresa vencedora. Constituirá un consorcio con Petrobras y Petrosal, y cuando así se indique directamente con Petrosal.

El bloque ofrecido en la primera subasta de producción compartida está ubicado en la Cuenca de Santos, en el polígono PreSal, destinado a la exploración y producción de petróleo y gas natural, con el objetivo de ampliar las reservas y la producción de Brasil.

En el área denominada Libra, descubierta en 2010, existe un volumen previsto que oscila entre 26 mil millones a 42 mil millones de barriles de petróleo, de los cuales son recuperables entre 8 y 12 mil millones

Petrosal. Representa los intereses de la Unión en el consorcio, en su comité operativo, especialmente cuanto a la contabilización de los costos.

Petrobras. Será la operadora de todos los bloques contratados bajo el régimen de producción compartida.

Hidrocarburos extraídos. Son de propiedad de la Unión.

Empresa contratada. Recibe la parte combinada, levando en cuenta tributos y participaciones gubernamentales.

de barriles.

Según la ANP Marlin, considerado el campo con mayor producción en Brasil, tiene un volumen recuperable de dos mil millones de barriles de petróleo, por lo que descubra + se si se compara con el áreareporteenergia.com a subastar se tiene un parámetro de su magnitud e importancia. ▲ comparta

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Presentación de la ANP sobre la primera Ronda Pre-Sal

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petróleo & gas

se incluyeron 130 bloques en cuencas maduras reconcavo y sergipe-alagoas para continuar la exploración y producción de gas de petróleo convencional y no convencional

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ANP

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ubicación del área de libra

Legenda Polígono Libra / Libra Polyon Campos de Producao Blocos sob Consesao Rodada 2 Rodada 3 Rodada 6 Rodada 7 Rodada 9 Cessao Onerosa Capitais Refinerias Terminais

LIBRA

Unidades de Producao Oleodutos Limites Estaduai Embasamento Bacias Sedimentares Bacias Sedimentares Limites Internacionais 0

10

20

30

Quilómetros

40

50

Batimetria 150 150 400

1000 2000 3000

La 12ava Ronda licitará 240 bloques en 12 Estados La 12ava Ronda ofertará 240 bloques onshore (en tierra) para exploración con potencial de gas natural en siete cuencas sedimentarias, que se encuentran en los estados de Amazonas, Acre, Tocantins, Alagoas, Sergipe, Piauí, Mato Grosso, Goiás, Bahia, Maranhão, Paraná, São Paulo, por un total de 168,348.42 km2.

La subasta a realizar prevista para finales de noviembre de este año fue autorizada por resolución del Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) de Brasil.

Son 110 bloques en nuevas fronteras en las cuencas de Acre, Parecis, San Francisco, Paraná y Parnaíba, que tienen el fin

de atraer inversiones a las regiones aún poco conocidos o barreras tecnológicas que hay que superar, lo que permite el surgimiento de nuevas cuencas productoras de gas natural y los recursos de petróleo convencional y no convencional. El área de estos bloques es de 110.164.477,76 km2.

También se incluyeron los 130 bloques en cuencas maduras Reconcavo y SergipeAlagoas, con el objetivo de continuar la exploración y producción de recursos de gas natural de petróleo convencional y no convencional contenida en estas regiones. Estos 130 bloques suman un total de 3.870,66 km2.

Foto: in.news.yahoo.com

www.brasil-rounds.gov.br Actualizado - Updated 11/06/2013

Magda Chambriard, director general de la ANP, promociona las dos rondas de licitación que se efectuarán este año en Brasil.

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Petróleo & GAs

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Estoy complacido porque hemos alcanzado otro trimestre con sólido desempeño operativo y financiero. los volúmenes de producción continúan estando a niveles récord

“

Ronald Pantin, director ejecutivo de Pacific Rubiales

Según ex ministro de energía de ese país

Falta de infraestructura limita a Pacific Rubiales subir producción de crudo Foto: Oleoducto Bicentenario de Colombia

En el segundo trimestre de este año la petrolera canadiense obtuvo un buen desempeño operativo y de producción que incluso puede ser mayor, pero se requiere mayores oleoductos hacia el Atlántico para exportación.

TEXTO: Edén García s.

E

La compañía candiense inició un levantamiento sísmico de 721 km en el bloque Quifa.

Foto: worldfinance100.com

l papel de la compañía canadiense Pacific Rubiales en la exploración y explotación de hidrocarburos es vital en Colombia toda vez que este país decidió, a diferencia de otros estados petroleros de la Región, permitir un fuerte participación privada en la cadena e industria petrolera, afirmó a Reporte Energía Rodrigo Villamizar, exministro de Energía de Colombia.

Sin embargo, señaló que la gran limitante no solo de Pacific Rubiales, sino de todas las empresas privadas es la falta de infraestructura de transporte para incrementar las exportaciones de petróleo.

“El potencial de producción de Pacific Rubiales sería cerca del doble si tuviera acceso a oleoductos que sacaran el crudo hacia la costa Atlántica”, añadió la ex autoridad, al momento de indicar que también se necesita una normativa más clara y consistente con los principios de la promoción de la inversión privada extranjera en Colombia.

De acuerdo a los datos proporcionados por la petrolera canadiense para el segundo trimestre de este año, la producción neta de petróleo alcanzó los 127.555 barriles por día (BPD), un incremento de 38% en comparación con el mismo periodo en 2012.

“Estoy complacido porque hemos alcanzado otro trimestre con sólido desempeño operativo y financiero, los volúmenes de producción continúan estando a niveles récord y estamos en línea para alcanzar la meta anual de 15% a 30% de crecimiento sobre la producción promedio de 2012, de 113 a 127 mil BPD netos”, manifestó Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía.

Asimismo, se registraron en este periodo volúmenes de ventas de crudo por 127.398 BPD, un incremento de 9% en comparación con el mismo periodo en 2012, mientras que los ingresos alcanzaron los $us 1.100 millones, un 2% más que el año pasado.

Las labores exploratorias de Pacific Rubiales en Colombia continuaron el segundo trimestre de este año con resultados importantes, con el objetivo de encontrar nuevas reservas de hidrocarburos.

En el bloque Guama, ubicado en la cuenca del Valle del Bajo Magdalena, la compañía completó operaciones de per-

Pacific Rubiales registró un 38% de incremento de producción en este segundo trimestre en comparación al 2012.

foración en el pozo Capure-1X. Los registros petrofísicos indican un total de 137 pies de espesor neto promediando una porosidad de 8%.

El pozo ha sido completado con una sarta de producción y se espera realizar pronto la primera prueba en la arena Porquero Medio D del Mioceno y continuar en otras zonas prospectivas posteriormente.

En el bloque La Creciente la compañía comenzó la perforación del pozo LCI-1X,

ubicado al este del campo de gas La Creciente A. Se espera alcanzar una profundidad total a 12.944 pies y tiene como objetivo encontrar gas natural.

La profundidad del pozo hasta junio fue de aproximadamente 8.600 pies. Inmediatamente después del LCI-1X está planificado perforar otro pozo de exploración (LCH-1X) ubicado al norte del campo de gas La Creciente D. Mientras tanto, en el bloque Santa

CIFRA

127 Mil BPD

es el volumen de producción promedio de crudo que Pacific Rubiales registró en el segundo trimestre en Colombia.

Cruz, ubicado en la cuenca Catatumbo, la compañía completó la perforación y evaluación del pozo de exploración Phobos1X, el cual si bien mostró presencia de hidrocarburos en las formaciones Mirador y Barco, las pruebas de presión y fluido solo mostraron trazas (indicios) y por tanto el pozo fue taponado y abandonado.

La compañía se encuentra en el proceso de venta de su participación en este bloque.

En el bloque Quifa, ubicado en la parte sur de la cuenca Llanos, la compañía comenzó la movilización para un levantamiento sísmico en 3D de 721 km2 que se adquirirá en la parte noroccidental del bloque.

Se espera que este programa sísmico identifique nuevas ubicaciones de exploración y evaluación, confirme la comercialidad en esta parte del bloque y también contribuya a mejorar el modelo de reservorio para el campo de petróleo pesado Cajua que está en desarrollo. ▲

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“ Foto: CCLAEN

Petróleo & Gas

Giusti fue también presidente de Pdvsa.

TEXTO: Luis Giusti*

A

mérica Latina es una región muy grande que abarca 22 países y que se extiende desde el Río Grande, frontera sur de los Estados Unidos de América, hasta la Patagonia en el extremo sur de América del Sur. La región cuenta con cerca de 500 millones de personas y está dotada de abundantes y valiosos recursos naturales, pero representa solamente el 7% de la economía mundial y menos del 7% del comercio mundial.

Un siglo de compleja evolución política es la razón principal de muchas décadas de malos resultados económicos, pero en tiempos más recientes la explicación se puede encontrar en la evolución socioeconómica regional contemporánea.

Durante la mayor parte del periodo posterior a la Segunda Guerra Mundial, los países latinoamericanos se enmarcaron en un modelo de industrialización con base en sustitución de importaciones. Esto se apoya en un papel dominante del Estado en la economía, incluyendo una amplia regulación de los precios, un alto porcentaje del PIB compuesto por el gasto público, control del crédito, regulación de los mercados de trabajo, y participación directa del Estado en las industrias clave.

Al mismo tiempo, las barreras limitaban las interacciones de Latinoamérica con el resto de la economía mundial mientras que el proteccionismo comercial se generalizaba con impuestos a la exportación, elevados aranceles y cuotas de importación.

La integración financiera también se restringía, a través de controles sobre las operaciones de cambio, límites a los flujos de capital extranjero y restricciones a las salidas de capital, incluyendo remesas de utilidades e intereses.

Aunque después de varias décadas de aplicación, las autoridades de varios países de la región comenzaron a reconsiderar esas políticas, fue el colapso de las economías y la crisis financiera que se inició con México en 1982, lo que dio origen a una gran ola de ajustes económicos en todos los países de América Latina. En una

la mayoría ha puesto en práctica gobiernos responsables y han mostrado su voluntad de absorber los costos políticos de sus programas económicos impopulares

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Luis Giusti, asesor mayor en Energía y Asuntos Latinoamericanos del CSIS

EVOLUCIÓN ECONÓMICA Y rol DEL PETRÓLEO Y GAS EN EL FUTURO regional /Parte I

‘gobiernos de la región asumieron costos políticos de medidas económicas’ En un artículo exclusivo para Reporte Energía, Luis Giusti, asesor en Energía y Asuntos Latinoamericanos del CSIS, aborda el contexto de la realidad económica de LA. especie de efecto dominó, cada país termiEn el ámbito financiero se desregulanó con déficit fiscal, déficit de las cuentas ron las actividades financieras y se liberaexternas, elevada inflación, desaceleración ron las tasas de interés sobre préstamos y económica, fuga de capitales y una gran depósitos. deuda externa.

La crisis financiera en América Latina La respuesta de política llegó y se dio durante la década de 1980 tomó a todos a conocer como el Consenso de Washingpor sorpresa. El hecho de que tantos países ton, un conjunto de e instituciones esajustes macro-ecotaban involucrados las barreras limitaban nómicos basados facilitó el consenso las interacciones de en la premisa de que llevó a la refiLatinoamérica con la que el crecimiento nanciación, préstaeconomía mundial. El económico estable mos concertados proteccionismo se generequiere presu(un eufemismo ralizaba con impuestos puestos equilibrapara obligar a los a la exportación, elevados, baja inflación, bancos a prestar didos aranceles y cuotas desregulación, nero para pagar los de importación apertura de mercaintereses de mora) dos e inversión priy finalmente al plan vada. Los controles Brady. de precios fueron reducidos o eliminados, Pero la brutal reaparición de la inesse levantaron las restricciones a la importabilidad en el año 1994 con la crisis del tación, se privatizaron muchas empresas tequila, seguido por episodios graves que estatales, se eliminaron sistemas de camafectaron a varios países a lo largo del resbio múltiple, se sustituyeron los impuestos to de la década (entre ellos Brasil y Argena los ingresos por impuestos al consumo y tina, dos veces cada uno), obligaron a las las regulaciones laborales se hicieron más instituciones multilaterales a replantear los flexibles. esquemas a seguir.

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“

Para entonces, estaba claro que las reformas del Consenso de Washington, aunque acertadas macro-económicamente, no habían abordado adecuadamente la distribución del ingreso, en especial su impacto sobre las clases más bajas. En justicia hay que decir que el nombre dado al paquete de reformas, Consenso de Washington, no fue el más apropiado, porque aunque fue llevado a cabo por los entes multilaterales, el público lo asociaba con la Casa Blanca.

En ese momento, se concluyó que se necesitaban reformas adicionales si se aspiraba a que las economías latinoamericanas crecieran a más de 6% anual, la tasa necesaria para reducir la pobreza en la región. Se necesitaba una segunda generación de reformas, la cual tuvo como objetivo central el de fortalecer la institucionalidad.

Algunas de las reformas más importantes fueron la mejora de la calidad del gobierno y del sector público en general, el gobierno custodio y garante del imperio de la ley, la santidad de los contratos, el respeto a la propiedad privada y la propiedad intelectual, el fortalecimiento fiscal, la mejora de los marcos jurídicos y normativos como del comportamiento de los mercados financieros y la reforma de los mercados laborales para reducir el sesgo anti-empleo.

SEGUNDA GENERACIÓN DE REFORMAS. EL NUEVO SIGLO Desde el año 2000 somos testigos de los resultados positivos derivados de la aplicación de las reformas de segunda generación. La región parece haber aprendido las lecciones y ha recuperado su equilibrio.

Una mirada a los países muestra que la mayoría de ellos han alcanzado equilibrio fiscal, los bancos centrales han acumulado niveles confortables de reservas, en gran parte de los casos la inflación se sitúa en un dígito, el desempeño económico ha sido saludable durante los primeros 12 años del siglo 21, y en general muchas de las reformas institucionales positivas se han consolidado.

Sin embargo, las dudas y preocupaciones permanecen en la comunidad eco-

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el nombre de Consenso de Washington no fue el más apropiado, porque aunque fue llevado a cabo por entes multilaterales, el público lo asociaba con la Casa Blanca

Luis Giusti, asesor mayor en Energía y Asuntos Latinoamericanos del CSIS nómica internacional. Reminiscencias de los terribles ciclos de la década de 1980 y mediados de 1990, sumados a problemas políticos en algunos países de la región, a veces siembra dudas entre los inversionistas. En resumen, la opinión generalizada de que se trata de una región volátil, donde se pueden lograr buenos márgenes de rentabilidad en el corto-mediano plazo, pero que el riesgo de las inversiones a largo plazo puede ser mayor.

Sin duda la prueba de fuego fue la crisis del mercado sub-prime en el verano de 2007, que se extendió para convertirse en una crisis financiera global. Pero a diferencia de las crisis de los 80’s y 90’s, en esa ocasión, América Latina no estuvo en el centro de la tormenta.

Algunos países, como Argentina Ecuador y Venezuela sufrieron un duro golpe, pero en general los países de la región mostraron fortaleza y gran capacidad de recuperación. Aunque las tasas de interés aumentaron, se mantuvieron por debajo de los niveles históricos, los valores bursátiles se redujeron a niveles razonables, y las reservas internacionales ascendieron a un récord de $us 400 billones de dólares, alrededor de $us 100 billones más que a finales del 2006.

Hay dos explicaciones para esta resistencia: condiciones internacionales

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Desde el 2000 somos testigos de los resultados positivos derivados de la aplicación de las reformas de segunda generación. La región parece haber aprendido las lecciones y haber recuperado su equilibrio

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que proporcionaron una sólida base para el crecimiento de la mayoría de las economías emergentes, y que los países de América Latina han seguido políticas económicas mejores, con menor déficit, baja inflación y tipos de cambio flexibles. Como resultado, la balanza de pagos se hizo más fuerte, ayudando también a una reducción de los préstamos del exterior. Además, la región ha diversificado sus exportaciones aprovechando las nuevas oportunidades en China e India, además de la recuperación económica en Japón.

NUEVAS TENDENCIAS POLÍTICAS Tal vez en un claro rechazo del Consenso de Washington, se produjo la elección en rápida sucesión de Chávez en Venezuela en 1998, Lula en Brasil, en 2002, Kirchner en Argentina en 2003, y Tabaré Vázquez en

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Uruguay en 2004, todos ellos representando coaliciones de centro - izquierda y con la promesa de deshacer los “excesos neoliberales” de sus predecesores.

También todos ellos hicieron hincapié en reafirmar su independencia de los Estados Unidos y limitar los poderes de las potencia en la región. Sin embargo, la mayoría de ellos no se apegaron a las promesas más extremas de sus campañas, especialmente sus planes para revertir las reformas económicas de la década de 1990. Lula de Brasil siguió una política económica ortodoxa, anclada en la dureza de altas tasas de interés, y la promoción activa de las inversiones extranjeras.

En Argentina, la única desviación importante de la ortodoxia económica de la década de 1990, fue la adopción de controles generalizados de precios y una actitud

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Aunque las tasas de interés aumentaron, se mantuvieron por debajo de los niveles históricos, los valores bursátiles se redujeron a niveles razonables, y las reservas internacionales ascendieron

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Petróleo & GAs desdeñosa hacia los inversores extranjeros.

La postura anti-comercial de Chávez pasa por alto la realidad de que Venezuela goza de un acuerdo de libre comercio “de facto” con los Estados Unidos, el más grande de la región.

Las respuestas a estas demandas políticas también han sido variadas. Algunos líderes se han comportado de una manera tradicional, populista, basándose su gestión en el gasto público masivo, manteniendo controles de precios y apoyándose en chivos expiatorios del sector privado para consolidar su popularidad.

Sin embargo, la mayoría ha puesto en práctica gobiernos responsables y han mostrado su voluntad de absorber los costos políticos de sus programas económicos impopulares pero necesarios.

(Continuará en la siguiente edición)

* El autor es venezolano, miembro del Consejo Asesor de Riverstone-Carlyle y de la Junta de Gobernadores del Centro de Estudios Globales de Energía en Londres, de los Consejos Asesores de los Institutos de Energía de la Universidad de Texas y de la Southern Methodist University. Entre 1994 y 1999 fue presidente de PDVSA. En Venezuela es Individuo de Número de la Academia de Ciencias de la Ingeniería y el Habitat (Sillón 13). ▲

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petróleo & gas

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una licitación internacional de un campo petrolero... usualmente toma un año; de manera que, la ampliación de cuatro meses no debería afectar al proceso actual

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Ernesto Grijalva, director ejecutivo de la AIHE

ECUADOR: El 28 de noviembre es la nueva fecha para la presentación de ofertas

ii postergaciÓN crea incertidumbre sobre el éxito de la Ronda suroriente Analistas detectan falta de logística, inseguridad jurídica y oposición indígena detrás del retraso de la licitación petrolera. Para la asociación que aglutina esta industria no habrá afectaciones futuras en este sector.

LA XI RONDA PETROLERA DEL SUORIENTE

TEXTO: lizzett vargas o.

P

ara entendidos en el sector hidrocarburífero de Ecuador, los problemas logísticos, la desconfianza jurídica y la oposición indígena encierran las múltiples causas para la segunda postergación de la XI Ronda petrolera Suroriente de ese país, lo que crea incertidumbre sobre el éxito de su concreción.

El Gobierno ecuatoriano suspendió nuevamente la apertura de ofertas para adjudicar 13 bloques petroleros ubicados en la Amazonía. Este proceso arrancó el 28 de noviembre del pasado año e inicialmente las compañías debían enviar sus ofertas hasta el 30 de mayo pasado, pero el plazo se movió al 16 de julio y por último para el 28 de noviembre próximo, determinación adoptada por el Comité Especial de Licitaciones Hidrocarburíferas (COLH) de Ecuador.

Mediante un comunicado, el Ministerio de Recursos No Renovables de ese país informó horas antes de que se venciera el plazo (16 de julio)que la resolución fue asumida “en atención a un nuevo requerimiento de varias empresas interesadas en participar”.

Hasta el año pasado, las autoridades menciaron que una decena de empresas de Colombia, Canadá, España, Vietnam, Estados Unidos y Turquía estaban interesadas en adquirir los prospectos de la licitación, pero esa información no fue actualizada.

Sin embargo, la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE), no encuentra mayores afectaciones futuras al desarrollo de los hidrocarburos de su país, puesto que consideran que es “normal el tiempo que se demoran este tipo de procesos petroleros internacionales, después de que su fecha inicial para la recepción de ofertas era el 30 de mayo”.

Posesionado recientemente como director ejecutivo de la AIHE, Ernesto Grijalva, explicó a Reporte Energía que el proceso licitatorio de un campo petrolero, desde su convocatoria hasta su adjudicación y firma del contrato usualmente toma un año. “La ampliación de cuatro meses no debería afectar la Ronda Suroriente”, apuntó.

Una posición distinta manifiesta Luis Calero, experto en hidrocarburos, al señalar que cualquier retraso de los proyectos hidrocarburíferos en el país, genera una

El reparto

Oleoducto Norte de Perú

Licitación para privadas y estatales.

Bloques del suroriente

Ecuador

Futuras licitaciones.

Negociación directa entre Petroamazonas y estatales.

Estación Andoas

Perú Estación 1 Bayovar

29

Estación 5

22 28 74

70

Reservas estimadas en el suroriente: entre

369 a 1.597 millones de barriles

Ecuador

Inversiones previstas: de

1.000 a 1.200 millones de dólares

80 81

75

70 72

79 83

78 77

78

73

Perú

Plazo de los contratos:

5 años para la exploración 20 años para la producción

82

84

N

87

86 85

Futura conexión con oleoducto peruano Estación Andoas

Fuente: Ministerio de Recursos No Renovables de Ecuador

mala imagen para el gobierno ecuatoriano y también en sus cálculos de inversión previstos para su gestión en los próximos cuatro años. ”Ecuador está abocado a una búsqueda sostenida de nuevas reservas, así como a la incorporación productiva de las existentes y aun no explotadas, como el caso del bloque ITT (Ishpingo, Tambococha y Tiputini), puesto que el horizonte petrolero actual es demasiado corto”, afirmó.

Asimismo, consultado sobre las posibles causas de este aplazamiento en las fechas para la recepción de ofertas, el analista precisó que existe un conjunto de factores con incidencia directa en el escaso interés en esta licitación petrolera.

Primeramente menciona la falta de vías de acceso a la ubicación de los 13 bloques, la falta de un sistema de evacuación del crudo y su falta de calidad, puesto que alcanza a 14.2 API. A estos tres problemas logísticos y técnicos se suma la modalidad contractual de contrato para las compañías petroleras, puesto que no reconoce el riesgo de sus inversiones.

“Este marco legal crea una posible

desconfianza en la seguridad jurídica y en las políticas de Gobierno”, afirma Calero.

Por último menciona la oposición de las organizaciones indígenas amazónicas que habitan alrededor de las áreas a licitar. ▲

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el retraso (de la licitción) genera mala imagen para el gobierno ecuatoriano y también en sus cálculos de inversión previstos para los próximos 4 años

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Luis Calero, analista hidrocarburífero

director de aihe fortalecerá su sector La AIHE posesionó como nuevo director ejecutivo a Ernesto Grijalvak, un ingeniero petrolero con 37 años de experiencia en esta área.

Desde su nuevo cargo señaló a Reporte Energía que trabajará para que la Asociación ocupe el lugar que le corresponde, con el propósito de buscar solución a los problemas de su institución.

“Participaremos activamente con organismos públicos, privados y sociales del sector proponiendo a las diversas autoridades del país, acciones conjuntas para el fortalecimiento del sector petrolero”, remarcó. Grijalva agregó que gestionarán la obtención de valor agregado vía innovación y optimización de acciones.

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Petróleo & Gas

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Chevron ha trabajado con éxito en la industria hidrocarbuífera de Argentina hace tiempo y espera seguir haciéndolo durante muchos años más

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James Craig, asesor de medios para Latinoamérica y África de Chevron Corporation

Con miras a la explotación de Vaca Muerta

Chevron destaca operaciones en Argentina Foto: letrap.com.ar

La petrolera estadounidense califica de exitosa su incursión en la industria energética argentina desde finales de los 90s. En el 2012 produjo un promedio diario de 21.000 barriles de petróleo y 4 millones de metros cúbicos de gas.

Foto: kint.com

El presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, y su par para América Latina y África de Chevron, Ali Moshiri, en un recorrido en Vaca Muerta.

La petrolera estadounidense invertirá $us 1.240 millones para la perforación de 100 pozos en un área de 20 km2 en Vaca Muerta.

TEXTO: Edén García S.

C

on el acuerdo alcanzado entre Chevron Argentina, filial de Chevron Corporation, e YPF para desarrollar un área de 20 kilómetros cuadrados (km2) en la formación de shale de Vaca Muerta, la compañía de origen estadounidense consolida su presencia en el país latinoamericano, donde opera en cuatro concesiones en la cuenca Neuquén y el desarrollo exploratorio de reservas no convencionales en el campo El Trapial.

De acuerdo a James Craig, asesor de medios para Latinoamérica y África de Chevron Corporation, la filial de la petrolera en Argentina está comprometida con la industria energética de este país con el fin de revertir la declinante producción de gas y petróleo experimentada en los últimos años.

“Chevron ha trabajado con éxito en Argentina desde hace tiempo y espera seguir haciéndolo durante muchos años más”, señaló en respuesta a un cuestionario enviado por Reporte Energía.

Entre las actividades que realiza Chevron en Argentina está la producción de hidrocarburos en la cuenca neuquina y El Trapial, en las cuales se tuvo un volumen promedio diario de 21.000 barriles de petróleo y 4 millones de metros cúbicos de gas natural en el 2012.

En transporte, la petrolera tiene una participación del 14% en Oleoductos del Valle SA, siendo propietario y operador del ducto que va desde la cuenca neuquina hasta la costa del Atlántico.

Además de las operaciones de producción en curso, Chevron Argentina lleva adelante la perforación de pozos exploratorios en los 100 mil acres que cuenta de concesión en el campo El Trapial, pero en esta oportunidad con objetivos a la formación no convencional de Vaca Muerta.

El Trapial fue descubierto en 1991 por la compañía petrolera San Jorge que luego en 1999 pasó a la administración de Chevron. Es un campo maduro que actualmente necesita cientos de pozos inyectores de agua para arrastrar la mayor cantidad posible de crudo desde el reservorio hacia los pozos productores.

Por ello, la filial de la compañía norteamericana optó por desarrollar el potencial de recursos no convencionales con el que también cuenta este campo.

Durante el 2012, la compañía perforó

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Petróleo & Gas

La compañía se está defendiendo enérgicamente en ambos países. No hay ninguna base legal que justifique un litigio de Repsol contra Chevron y sus filiales

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James Craig, asesor de medios para Latinoamérica y África de Chevron Corporation

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rgentina y reafirma compromiso con YPF Producción mundial de petróleo Chevron Miles de barriles por día

2012

2011

2010

2009

Acuerdo Chevron - YPF 2008

Estados Unidos

655

678

708

717

671

Resto de América

162

202

189

143

148

Africa

451

459

469

433

352

Asia

775

733

761

770

787

Australia Europa Total producción directa Producción en sociedad (afiliadas) Total producción directa y en sociedad Otros volúmenes producidos Total mundo

99

101

111

108

96

114

139

159

179

182

2.256

2.312

2.397

2.350

2.236

354

361

366

328

267

2.610

2.673

2.763

2.678

2.503

–

–

–

26

27

2.610 2.673

Inversión. Chevron ha comprometido invertir $us 1.240 millones. Los primeros $us 300 millones serán desembolsados, una vez que el gobierno neuquino otorgue una nueva concesión sobre el área General Enrique Mosconi, por un plazo de explotación de 35 años.

Piloto. Se trabajará en una primera etapa sobre un área piloto de 20 km2, para luego extenderse al total de la concesión de 395 km2, denominada General Enrique Mosconi.

2.763 2.704 2.530

Equipos. Actualmente En ese campo hay 15 equipos de perforación y se prevé incrementar hasta 19.

Segunda etapa. El desarrollo total del área requerirá la perforación de más de 1.500 pozos adicionales para alcanzar, en 2017, una producción de 50 mil barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día.

ACTIVOS. En Latinoamérica, Chevron, aparte de Argentina posee activos productivos en Colombia, Venezuela, Brasil, Surinam y Trinidad y Tobago.

Fuente: Chevron Corporation

Socio no operador De acuerdo a Craig, el reciente acuerdo logrado con YPF establece que Chevron será un socio no operador en Vaca Muerta, invirtiendo $us 1.240 millones para perforar más de 100 pozos en un área de 20 km2.

Conjuntamente con lo ya desembolsado por YPF, la inversión total sumará los $us 1.500 millones en el proyecto, donde ya hay 15 equipos de perforación y se extraen más de 10 mil barriles equivalentes de petróleo diarios.

El convenio también contempla la creación de una nueva área de 395 km2 que se conformará con una parte de las concesiones Loma La Lata Norte y Loma Campana, que será denominada General Enrique Mosconi.

En una segunda etapa del proyecto, el desarrollo total del área requerirá la perforación de más de 1.500 pozos adicionales para alcanzar en 2017 una producción de 50 mil barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día, convirtiéndolo en el principal activo productivo de YPF y, potencialmente, de la Argentina.

Cabe señalar que la formación Vaca Muerta cubre una extensión de 30 mil km2, de los cuales YPF tiene los derechos para explotar 12.450 km2.

La estatal argentina no es la única petrolera presente en Vaca Muerta. Las estadounidenses Apache, Exxon, Chevron y EOG, las canadienses Américas Petrogas, Azabache, Antrim Energy y Madalena Ventures, las también argentinas Gas y Petróleo de Neuquén, Pluspetrol y Tecpetrol, la francesa Total, la alemana Wintershall, la anglo-holandesa Shell, la filial local de la

brasileña Petrobras y Pan American Energy, de capitales británicos, argentinos y chinos, también realizan actividades exploratorias en esta formación.

Repsol no tiene base legal para litigio Por otro lado, en cuanto a las acciones legales que ha iniciado Repsol en contra de Chevron tanto en Estados Unidos como en España para que la empresa norteamericana no explote Vaca Muerta, Craig señaló que no existe una base legal para un litigio y que se defenderán con los argumentos pertinentes.

“La compañía se está defendiendo enérgicamente en ambos países. No hay ninguna base legal que justifique un litigio de Repsol contra Chevron Corporation, Chevron Estados Unidos o Chevron Argentina”, manifestó.

Entre otras cuestiones, Repsol busca la declaración de ilegalidad de la expropiación y la compensación o restitución de los activos expropiados en Vaca Muerta, de manera que cualquier acuerdo para explotar estas reservas no convencionales resulta, en criterio de la compañía española, ilegítimo porque pone en peligro la integridad de la restitución.

Además, la española ha criticado que Chevron ha actuado con una “doble moral”, ya que mientras solicita apoyo de la comunidad internacional en algunos estados, no tiene reparo en aprovecharse de la confiscación de YPF. Producción y perspectivas globales Los volúmenes de producción de la segunda petrolera más importante de los Estados Unidos han disminuido levemente en los últimos tres años. Según datos de la compañía, en el 2012 se registró un promedio diario de 2,61 millones de barriles de petróleo equivalente (BOE, por su sigla en

inglés), representando una baja en relación al 2011 cuando se produjo 2,67 BOE y en el 2010 un total de 2,76 BOE. Para este año la tendencia de la producción ha continuado hacia la baja, ya que la compañía informó que en el segundo trimestre el promedio diario alcanzó los 2,58 millones de BOE, además que las ganancias bajaron en un 26% por la caída de los precios del petróleo.

Pese a esta situación, Chevron tiene como objetivo este año alcanzar un pro-

ducción de 2,65 millones de BOE y proyecta un crecimiento del 25% en el 2017.

Las principales cuencas de producción de Chevron están en Estados Unidos, donde el año pasado los volúmenes promedio diarios alcanzaron los 655 mil BOE, seguido de Nigeria con 269 mil BOE y Tailandia con 243 mil BOE, entre las más importantes.

En Latinoamérica, Chevron, aparte de Argentina, tiene activos productivos en Colombia, Venezuela, Brasil, Surinam y Trinidad y Tobago. ▲ Foto: breakingenergy.com

dos pozos exploratorios y un tercero a principios de 2013 dirigidas a gas de esquisto y tight oil. Los resultados están todavía bajo evaluación. Chevron planea perforar otros tres pozos adicionales en este año.

La producción global de Chevron ha registrado un leve descenso en los últimos años.

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Electricidad

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Las plantas que están cerca a los embalses se pudren al inundarse y producen metano que tiene un poder de calentamiento ambiental más fuerte que el dióxido de carbono

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Miguel Combe, experto en ecoeficiencia y mercados energéticos

se Requiere un análisis particular según la geografía

Potencia límite no define situación ambiental de hidroeléctricas Foto: hidroPaute blog.educ.ec

A diferencia de otros lugares en el mundo, la Cordillera de los Andes cuenta con un gran potencial para la ejecución de proyectos hidroeléctricos sin necesidad de grandes embalses, favoreciendo al cuidado del medio ambiente.

TEXTO: Edén García s.

T

Mientas más altura tengan los saltos hidroeléctricos de las centrales menos cantidad de agua será requerida en los embalses.

Foto: pousadaengenho.com

omando en cuenta que no todas las centrales hidroeléctricas son consideradas como fuentes de energía “limpias” y renovables, el experto en ecoeficiencia y mercados energéticos de Perú, Miguel Combe, señaló que el criterio para determinar la situación ambiental de estos proyectos en Sudamérica no puede depender de la fórmula de potencia límite establecidas en Europa y Estados Unidos, las cuales obedecen a particularidades de estas regiones.

Esta fórmula determina que si una central hidroeléctrica tiene una potencia mayor a un límite que generalmente oscila entre los 15 a 25 megavatios (MW), ya no es considerada “limpia” ni renovable, porque se entiende que el complejo cuenta con un embalse lo suficientemente grande para causar impactos ambientales.

Según Combe, la potencia límite que han fijado los países en Sudamérica está influenciada por parámetros europeos y norteamericanos.

En estos países, situados en zonas geográficamente bajas, las máximas alturas de saltos hidroeléctricos son muy limitadas con menos de 300 metros, por lo que se requiere embalses más grandes para un mayor caudal de agua.

Sin embargo, el experto indicó que en Sudamérica, especialmente en la franja de la Cordillera de los Andes caracterizada por tener imponentes montañas de más de 5 mil metros de altura, la elevación de la caída de agua es mayor y no se necesita embalses colosales.

Mencionó que Perú cuenta con la central de Huinco que tiene 1.250 metros de caída y genera 258 MW de potencia, con un embalse de solamente medio millón de metros cúbicos de agua.

“Mientras más alta sea la caída se ocupa menor cantidad de agua, mientras menos agua se requiera, el embalse es de menor tamaño”, añadió Combe en un presentación realizada en el XXIV Congreso Panamericano de Ingeniería 2013, realizado en Santa Cruz, Bolivia.

También afirmó que existen en Sudamérica centrales de mayor envergadura como Itaipú, Tucurui, Ilha Solteira, Yaciretá, Guri, que utilizan grandes caudales e implican una afectación ambiental importante.

La potencia de una central hidroeléctrica

En las zonas bajas las grandes centrales producen daños considerables al medio ambiente.

Cifra

20 MW

es la potencia límite fijada en Perú para hidroeléctricas consideradas adecuadas ambientalmente

está definida por el caudal de agua, la altura útil y la gravedad.

Para el experto, es necesario realizar un análisis particular de las hidroeléctricas ya que a veces algunos complejos exceden largamente la potencia límite que fijan entidades y países y que, sin embargo, al contar con embalses de reducidas dimensiones, contri-

buyen eficazmente a mitigar la generación de gas de efecto invernadero.

Por el contrario, aseguró que existen otras con potencias menores que el límite considerado, y que con su funcionamiento no contribuyen, e inclusive deterioran las condiciones ambientales, al incrementar la generación de emisiones.

Los embalses introducen cambios importantes en el equilibrio ambiental del entorno donde se ubican, los mismos que se relacionan con el balance de la producción de gases de efecto invernadero que ocasiona la central durante su funcionamiento.

Combe apuntó que el impacto de los embalses puede ser bastante nocivo para las áreas circundantes al proyecto hidroeléctrico. La vegetación es dañada producto de la inundación, lo que provoca que ya no cumpla con su rol de absorber el dióxido de carbono (CO2).

“Además, esas plantas al inundarse se pudren y producen metano que tiene un poder de calentamiento ambiental más grande que el CO2. Existen también otros problemas ambientales y sociales que hacen que las centrales con grandes embalses no sean renovables ni limpias”, puntualizó. ▲

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electricidad

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damos asistencia técnica durante la vida del proyecto prácticamente gratis, ellos nos llaman cuando tienen algún problema y les damos las indicaciones vía teléfono

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Álvaro Montaño, representante del Instituto de Hidráulica e Hidrología (IHH) de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA)

La mayor parte de las pequeñas centrales fueron financiadas por la cooperación extranjera.

Bolivia cuenta con el know how para la fabricación de las turbinas.

Principalmente en la cordillera oriental

Microcentrales hidroeléctricas con gran potencial en Bolivia Fotos: Instituto de Hidráulica e Hidrología

Se requiere una normativa que impulse y norme el funcionamiento de estos complejos. El costo varía entre $us 1.500 y $us 2.000 por kilovatio instalado, dependiendo de la proximidad del centro de consumo a la generadora.

TEXTO: Edén García s.

C

erca de un centenar de microcentrales hidroeléctricas situadas principalmente en la Cordillera Oriental operan actualmente en Bolivia, las cuales han permitido dotar de electricidad a diferentes comunidades alejadas que no tienen acceso a la energía que provee el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Pese a que Bolivia no cuenta con la normativa específica necesaria para regular e impulsar estos emprendimientos, el impacto de la puesta en marcha de las microcentrales ha sido favorable para las comunidades, que aparte de tener luz en sus hogares, pueden desarrollar proyectos productivos de agricultura, carpintería, computación, entre otros.

Asimismo, las tarifas para las familias que promedian los $us 2 por mes, son más bajas que las que normalmente se cobran en el área rural por el servicio del SIN. Al respecto Álvaro Montaño, representante del Instituto de Hidráulica e Hidrología (IHH) de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), señaló que al tener Bolivia una baja cobertura eléctrica en el sector rural, las microcentrales hidroeléctricas representan una gran alternativa para dotar de energía en esta zona sin grandes montos de inversión.

Indicó que el costo de las microcentrales está entre $us 1.500 y $us 2.000 por kilovatio (Kw) instalado, esto depende de la proximidad del centro de consumo a la central hidroeléctrica.

En cuanto a los equipos, Montaño ase-

El IHH capacita a los miembros de la comunidad para que manejen por sí mismos la micrecentral.

guró que el IHH es la única institución que fabrica todas las partes de las microcentrales como las turbinas hidráulicas tipo Pelton y Michell Bank, los reguladores de velocidad y otros componentes.

Para el desarrollo de las turbinas hidráulicas y los controladores electrónicos de carga, el IHH ha fabricado modelos y prototipos que fueron probados en un laboratorio de hidráulica en un proceso de experimentación y mejora hasta lograr desenvolvimientos aceptables.

“La tecnología desarrollada en cuanto a turbinas hidráulicas y reguladores de velocidad requiere mejora y perfeccionamiento permanente, que se logra con un proceso de retroalimentación, a partir de información de los equipos que se encuentran en

funcionamiento”, añadió.

El IHH de la UMSA es una institución que tiene como fin coadyuvar en el desarrollo de la generación hidroeléctrica en pequeña escala, a través de la fabricación y creación de tecnología propia de equipos para las microcentrales, lo cual significa menores costos, disponibilidad inmediata de asistencia técnica y ahorro de divisas de importación.

Con el Programa Hidroenergético creado a principios de los años 90, se han equipado más de 35 microcentrales hidroeléctricas. De acuerdo al técnico del IHH, las plantas construidas en comunidades rurales son totalmente sostenibles, sobre la base de su administración autogestionaria, ya que los mismos miembros de las comunidades son capacitados para operar los equipos.

“La asistencia técnica durante la vida del proyecto la damos prácticamente gratis. Ellos nos llaman cuando tienen algún problema y les damos las indicaciones vía teléfono según lo que ven en el tablero de control”, apuntó Montaño, al momento de señalar que cuando no se puede solucionar el problema, el equipo es trasladado a La Paz para su reparación.

Según datos del IHH, la puesta en marcha de las microcentrales ha permitido que las familias de las comunidades reduzcan en aproximadamente 54% su presupuesto para gastos mensuales en energéticos, sustituyendo recursos tradicionales como velas, querosén, GLP (Gas licuado de Petróleo), entre otros.

Falta mayor participación estatal Para Montaño se requiere una mayor participación de los diferentes niveles del Estado para impulsar la construcción de estos proyectos, tomando en cuenta el gran potencial que tiene Bolivia y la necesidad de dotar energía a las comunidades campesinas.

La mayor parte de las diferentes microcentrales en el país fue financiada por cooperación extranjera, por lo que es necesario un mayor impulso gubernamental a nivel central, departamental y municipal.

También queda pendiente la creación de la normativa para incentivar y regular la implementación de estos proyectos. Se pretende que en un futuro las microcentrales sean incorporadas al SIN, y para ello se debe contar con las condiciones favorables en materia de costos y tarifas, que compensen el subsidio que actualmente rige en la industria eléctrica boliviana. ▲

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En Chile, principal productor de Litio del mundo, con un 40% de la producción mundial, el Litio como industria anual representa menos de diez días de venta de cobre

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Jaime Alée, director del Centro Innovación del Litio, del Centro de Energía de la Fac.de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Univ. de Chile

exclusivo. el científico chileno expone un análisis global del futuro de las fuentes de energía

paradoja energética, Litio y el futuro desde la óptica Del retrovisor El autor reflexiona que la abundancia de la materia prima en Chile, Argentina y Bolivia no garantiza que las grandes compañías fabriquen baterías de litio en estos países debido a que EEUU brinda mejores condiciones para tal efecto.

TEXTO: jAIME ALÉE*

A

fines del siglo XIX un empresario muy poderoso, sino el más poderoso que ha existido, fue amo y señor del petróleo en USA monopolizando prácticamente el 100% de la extracción, transporte y refinación del mismo. En ese tiempo, el petróleo era usado como combustible para las lámparas que iluminaban las pujantes ciudades emergentes del naciente EEUU. Este señor era Rockefeller, cuya fortuna llegó a más de $us 600 mil millones en valor actual. A principios del siglo XX se inventó y masificó la electricidad desapareciendo las lámparas a parafina, así se buscó otro uso al petróleo y así se masificó el automóvil y el transporte basado en el mismo, como hijos putativos del petróleo.

En los siguientes 100 años, hemos pasado a depender de esta fuente energética la cual representa un 40% de las fuentes primarias, seguida por el carbón y el gas con un 25% c/u. Entre los tres, representan el 75% de las emisiones de gases efecto invernadero responsables del cambio climático.

A nivel de consumo final, el petróleo representa un 48% de las fuentes contra un 22% de la electricidad y un 20% del gas. Sorprendentemente, el principal consumidor de energía no es la industria ni los hogares, sino el transporte, con un 38%.

Es decir, hemos creado un monstruo o mejor dicho, el monstruo nos hizo creer que es resultado de un proceso Darwiniano de evolución. Es así como en un siglo y medio nos consumiremos todo el petróleo que demoró millones de años en acumularse, porqué allí por el 2050, el petróleo se agotará.

El transporte se consumirá y tragará la mayor fuente energética de la humanidad.

Lo peor, es que debido a su ineficiencia, consustancial al motor a combustión, más del 80% de esa energía fue perdida y enviada a la atmósfera con los efectos consecuentes. ¿Fuimos ingenuos? ¿Estúpidos? Debemos recordar que el transporte original era eléctrico, simple y limpio y que nos metieron el motor de combustión por intereses económicos.

Hoy, al comienzo del fin de esta fuente energética, los países industrializados buscan su sobrevivencia ante el eminente fin del combustible. Por ello, han vuelto a re-concebir el transporte eléctrico como plan B, que dependerá de redes eléctricas de energía.

El transporte eléctrico no es contaminante en sí mismo (depende de cuan contami-

nante es la producción de electricidad), es varias veces más eficiente que el transporte basado en el petróleo (lo que nos ahorra energía neta) y tiene fuentes ilimitadas y ubicuas de carga (todos los enchufes de electricidad).

Sin embargo, si deseamos vehículos autónomos y que se muevan libremente, requerimos baterías. Sin embargo, almacenar el equivalente a tres días de consumo eléctrico de una casa en una caja de menos de 200 kg, para que el auto se mueva menos de 200 kms, no es nada fácil.

Por eso, que la batería es el talón de Aquiles del transporte eléctrico masivo. La batería de Litio, ¡si señor! Es una tecnología sofisticada y compleja con un gradiente de evolución asociado a la necesidad de sobrevivir.

Nuestros países tienen mucho Litio, pero no seamos ingenuos, esa no es una oportunidad ya que ese no es el problema. El Litio no es el petróleo, no es caro, es abundante Jaime Alée y además se usa una sola vez al construir la batería que dura 10 años. El precio del mateMichigan obtuvo el 50% de estos fondos y rial litio en una batería representa menos del creó el Michigan’s Advanced-Batteries strate0,5% del valor de la misma. Es como el cuarzo gy orientado a subsidiar con Tax credits a las respecto de los relojes de cuarzo. Los países empresas que instalaran centros de investidesarrollados jamás volverán a repetir el error gación, desarrollo y manufactura de baterías del petróleo quedando dependientes de de litio en su Estado. fuentes escasas y políticamente inestables.

Con ello, empresas como LG Chem obtuOlvidémonos de una futura OPEC del Litio. vo $us 130 millones más un Grant de $us 150 Hay recursos de Litio para más de 1.000 años millones del DOE que financiaron el 100% de (Evans, 2012-Estudio Prof Gustavo Lagos). sus instalaciones en En Chile, prinMichigan. La emprecipal productor de El transporte tragará sa A123 obtuvo más Litio del mundo, con la mayor fuente enerde $us 308 mills de un 40% de la progética. Lo peor, es que Grants para su instaducción mundial, el debido a su ineficiencia, lación en Michigan Litio como industria consustancial al motor de su nueva fábrica anual representa a combustión, más del de 120 mil packs menos de diez días 80% fue enviada a la atpara EV al año. de venta de cobre. mósfera con los efectos Michigan se ha Esa es la verdad. Lo consecuentes transformado en el otro es mirar el fuEstado líder en USA turo por el espejo de fábricas de bateretrovisor. rías para EV. ¿HonesTampoco creetamente creen que una empresa japonesa mos que la solución sea “maquilar” baterías o coreana, instalará una fábrica en nuestros en Latinoamérica. Las empresas que ofrecen países como compensación por facilidades eso a cambio de facilidades para explotar el de explotación de un mineral abundante, Litio, nos están mirando la cara. En el 2008, barato y de un tamaño económico insignidebido a la crisis, EEUU creó el programa ficante en relación a otros minerales o a la ARRA (American Recovery and Reinvestment industria colateral ? Quisiera contextualizar Act of 2009) con fondos de $us 800 mil mique el mercado mundial de Litio se estima en llones como estímulos post recesión para aproximadamente $us 1 mil millones al año entregar entre el 2009 al 2019.

2015. El mercado de baterías se estima en ese De esos, $us 2.400 millones fueron a mismo año 2015 en $us 25 mil millones. Por fondos para el desarrollo de baterías de Litio.

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otro lado Chile exporta hoy más de $us 40 mil millones en cobre al año. Hay una oportunidad, pero hay que buscar un camino propio y trabajar duro para obtener el premio.

Nosotros, sin intentar ser un ejemplo, estamos laboriosamente buscando como aprovechar este destape comunicacional para dar visibilidad a la oportunidad que se genera en la ciencia, la tecnología y el emprendimiento por el nuevo paradigma energético.

Estamos convencidos que un nuevo paradigma tan relevante como lo fue internet vendrá en los próximos 10 años, desde el mundo energético y de transporte. Entendemos que se piense en que producir baterías es el negocio, tal como se pensaba hace 15 años que el negocio de internet era vender conexiones (Internet Services Providers :ISP).

Hoy comprobamos que los ISP son los operadores de comunicaciones y son un commodity, el negocio está en el contenido (Facebook, Yahoo, Google, Twitter, etc). Esperamos que el negocio del nuevo paradigma sea muy distinto a la fabricación de baterías.

Como primer paso intentamos participar en la ciencia a través de cuatro proyectos científicos tendientes a mejorar las baterías.

Levantaron fondos de agencias de fomento del gobierno por $us 1 millón y están floreciendo.

Desarrollamos un fuerte lobby para convencer al gobierno de que apoye estos emprendimientos y hemos sido invitados a exponer nuestro modelo en Brasil, Argentina, Colombia y Alemania además de decenas de conferencias a nivel nacional.

Tenemos más de 30 cientificos trabajando en estos temas y por lo menos cinco estudiantes de posgrado doctorándose en Europa y EEUU (MIT, Imperial College, Stanford, etc).

Convocamos a estudiantes Universitarios de pregrado y hay más de 80 trabajando en innovación en baterías y electromovilidad.

Hace unas semanas lanzamos la primera batería especialmente diseñada para la electromovilidad en Chile denominada como E-LIBattery, por ser también una batería con un cerebro incorporado (http://bit.ly/13enfLn) e iniciamos un proceso de patentamiento.

En esto también hay que creerse el cuento. ¿Como nos irá? No lo sabemos, pero si tenemos conciencia que es un camino ambicioso y con muchos obstáculos.

* El autor es director del Centro Innovación del Litio, del Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile. ▲

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TEXTO: eduardo mendizábal

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a empresa nacional Grupo Larcos presentó en las ciudades de La Paz y Santa Cruz de la Sierra, respectivamente, la nueva tecnología de compresores de la marca alemana Kaeser, evento que reunió a invitados de empresas que forman parte de la cartera de clientes de Grupo Larcos y representantes de la multinacional con sede para el Cono Sur en Santiago de Chile.

Peter Schreiner, gerente para el Cono Sur, Gustavo López, gerente comercial, y Roxana Medina, gerente de servicios, explicaron los beneficios del uso de la tecnología de compresores de aire de Kaeser en la industria, luego de ser presentados

Foto: Grupo Larcos Industrial

Grupo Larcos presentó nueva tecnología KAESER por Ricardo Costas, presidente ejecutivo de Grupo Larcos.

COMPRESORES Los ejecutivos de la multinacional presentaron una gama completa de equipos de alta tecnología en aire comprimido, entre los que destacan tanques de aire comprimido, servicios de análisis de demanda de aire y boosters.

AHORRO DE ENERGÏA Los costos de energía que genera un compresor durante su vida útil ascienden a varias veces el costo inicial del capital. En este sentido, los compresores de la marca Kaeser se caracterizan por su capacidad de ahorro de energía gracias a la recuperación del calor y son el ejemplo de vanguardia en esta área debido a su tecnología de punta. ▲

SERVICIOS POST-VENTA Grupo Larcos proporciona una gama completa de servicios durante el ciclo de vida de productos y sistemas, abarcando repuestos, reparación de equipos, actualización y soporte técnico. Los servicios asociados a Kaeser son: • • • • • •

Garantía y asistencia técnica en sitio.

Diseño de sistemas de generación y tratamiento de aire.

Diagnóstico, instalación y puesta en marcha.

Mantenimiento de equipos y provisión de repuestos originales.

Servicio post-venta.

Capacitación: técnica e instalaciones en planta.

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En estos años de existencia SAExploration ha experimentado un crecimiento vertiginoso. Desde su fundación se ha convertido en una compañía líder mundial en adquisición sísmica

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Jorge Urcullo, gerente general SAExploration Foto: SAExploration

empresa TEXTO: CRISTINA CHILO

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La empresa tiene un amplia experiencia en estudios de sísmica 2D, 3D y 4D que han realiazado en diferentes tipos de geografías.

brinda la tecnología más avanzada en exploración

SAExploration crece con eficientes servicios geofísicos La empresa cree que ha llegado el momento de que la exploración sísmica sea prioridad para reponer reservas. Este año iniciará su tercer estudio en Bolivia.

Trayectoria de SAExploration 2006 – La compañía inicia operaciones y abre las oficinas de South American Exploration para prestar servicio de adquisición sísmica en Lima, Perú.

2008 – La experiencia de adquisición sísmica en selva es llevada a Colombia.

2010 – Establecimiento de operaciones en Papúa Nueva Guinea, lo que permitió ampliar la experiencia en exploración sísmica en selva.

2010 – La expansión de las operaciones en Sur América continúa con la apertura de una oficina en Santa Cruz, Bolivia.

2011– South American Exploration cambia su nombre por SAExploration.

2011 - Con la adquisición de Datum Exploration en Calgary (Canadá) y Nor-

thern Exploration Service en Anchorage (Alaska), SAE expande sus operaciones sísmicas en Norte América.

2011 - Apertura de la oficina principal en Calgary, Alberta.

2012 – La expansión al sureste de Asia continúa con el establecimiento legal en Nueva Zelanda.

2012 – SAE lleva su experiencia en adquisición sísmica en selva a Brasil.

2012 - La oficina principal y operativa en Canadá son trasladadas a una nueva locación en Calgary, Alberta.

2013 - SAExploration se convierte en una compañía pública que cotiza en el mercado NASDAQ bajo el símbolo SAEX.

Foto: Cristna Chilo / Reporte Energìa

a compañía de exploración sísmica SAExploration, que ofrece servicios geofísicos para la industria del gas y petróleo, está presente en Bolivia desde el año 2010. Desde entonces a la fecha ha tenido un crecimiento sostenido y son cada vez más las compañías que confían sus servicios de adquisición de información sísmica para lo cual cuenta con un amplio rango que incluye diseño de programas 2D, 3D y 4D, planeación, servicios de campamento, topografía, perforación, registro y procesamiento de datos sísmicos.

“Nuestra meta para este año es seguir siendo una empresa líder en servicios geofísicos en el país, siempre excediendo las expectativas de nuestros clientes con la garantía que sus proyectos de adquisición sísmica serán concluidos en tiempo y presupuesto con una data de excelente calidad”, afirma Jorge Urcullo, general manager Bolivia de SAExploration.

Desde su llegada al país ha ejecutado a la fecha dos proyectos: Tacobo-Tajibo 2D, en la región sudeste, del departamento de Santa Cruz y luego el proyecto 3D Chimoré para YPFB-Chaco SA en la región de Entre Ríos, en el departamento de Cochabamba ambos con buenos resultados, se señala.

“Para este último proyecto se diseñaron y elaboraron en Bolivia taladros no convencionales que garantizaron el éxito del mismo mostrando nuestro compromiso e idoneidad característicos en cada trabajo que realizamos”, dice Urcullo.

Para el proyecto 3D Chimoré se gestionaron 2400 permisos de paso en una zona altamente sensible y compleja desde el punto de vista social como el Chapare, los que dieron lugar al desarrollo de la actividad sísmica sin tiempos perdidos y en armonía con las comunidades aledañas.

Hasta la fecha se cuenta con una excelente relación con los 97 sindicatos y federaciones del área, tal como sucedió con el Tacobo-Tajibo 2D, el cual se desarrolló en la zona de Abapó, en la que se encuentra involucrada la APG Charagua Norte.

Recientemente, SAExploration se ha adjudicado un proyecto de adquisición sísmica considerado como uno de los más ambiciosos a ejecutarse durante este año y que abarcará parte del 2014.

Según Urcullo, en este proyecto se utilizará por primera vez en Bolivia tecnología inalámbrica de última generación para la adquisición de datos sísmicos.

Esta tecnología permite reducir la exposición de personal en el campo, es más liviano para su distribución en el campo, no tiene limitaciones de distancia y evita todos los problemas relacionados con los sistemas de cable convencionales. “Dadas las dimensiones de este proyecto estará en los ojos de todo el mundo y creemos que será un referente hacia el futuro de la exploración sísmica”, dijo el ejecutivo.

Jorge Urcullo, general mananger SAExploration Bolivia.

Haciendo una evaluación de la actividad exploradora nacional, Urcullo afirma que Bolivia debe desarrollar su potencial hidrocarburífero a lo largo de extensas áreas que aún no han sido exploradas pero que deben serlo, para que el país pueda reponer sus reservas energéticas.

“Estos últimos años se ha notado un incremento en la actividad hidrocarburífera en el país, por lo que creemos que debemos ser aún más agresivos. Ha llegado la hora que la exploración en Bolivia

sea prioridad nacional, hay que viabilizar los proyectos que están represados y dar celeridad a nuevos emprendimientos”, sostuvo.

Presencia Internacional En estos años de existencia SAExploration ha experimentado un crecimiento vertiginoso. Desde su fundación como South American Exploration en Perú el año 2006, pasó a convertirse en una compañía líder mundial en adquisición sísmica.

A nivel global SAExploration ha ejecutado más de 145 proyectos adquiriendo aproximadamente 6.400 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y 11,000 kilómetros lineales de sísmica 2D. En todo este tiempo ha trabajado en algunos de los lugares con mayor dificultad a nivel logístico y las áreas más complejas y remotas alrededor del mundo.

Este año la compañía trabaja en más de 15 contratos a nivel mundial de los cuales 7 están en ejecución actualmente. ▲

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empresa

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Antes era normal que una estación de GNV comercializará 5 Mmpcd de gas natural, hoy en día muchas llegan a vender de 14 a 16 Mmpcd porque el mercado creció bastante

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Mauricio De Ugarte, gerente general de Conmoser Foto: ASPRO

Apoyo a la industria

Conmoser provee equipos y servicios para la masificación del GNV en Bolivia

Compresor ASPRO de fabricación argentina distribuido en Bolivia por Conmoser.

Foto: Conmoser

La empresa vende los compresores ASPRO para estaciones de servicio, los mismos que cubren el 60% del mercado nacional.

TEXTO: CRISTINA CHILO

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a empresa Conmoser se destaca como proveedora de tecnología clave para la masificación del gas natural vehicular (GNV) en todo el país. La compañía boliviana importa los compresores para estaciones de servicios marca Aspro, de fabricación argentina, que llegan a ocupar el 60% del mercado boliviano.

“Logramos posicionar a Aspro como líder con más 160 equipos vendidos en Bolivia. Ofrecemos un servicios postventa para lo cual contamos con un almacén que estamos ampliando para tener una mayor capacidad de respuesta como la que va a requerir de aquí a poco el mercado”, dijo Mauricio De Ugarte, gerente general de Conmoser.

De Ugarte, sostiene que en los últimos años la industria del GNV se ha visto beneficiada con los planes de expansión del combustible avalados por las políticas de gobierno. Si bien se ha dado un desincentivo a causa del rumor de un posible incremento en las ganancias de los estacioneros, la imparable demanda del mercado y su crecimiento obliga a continuar abriendo más estaciones.

El crecimiento del consumo de gas natural en vehículos se evidencia en el aumento del promedio de venta de las estaciones, que en muchos de los casos trabajan al 100% de su capacidad.

“Antes era normal que una estación comercializará 5 Mmpcd de gas natural. Hoy en día la que menos vende es 8 Mmpcd y muchas llegan con facilidad a comercializar 14 a 16 Mmpcd. La demanda creció bastante y lo seguirá haciendo”, sostiene el ejecutivo.

MÁS CRECIMIENTO A FUTURO La tendencia es que la masificación del gas continúe en los siguientes años sobre todo impulsado por el requerimiento de este combustible en las áreas donde actualmente no existe cobertura.

Uno de los proyectos que hace vislumbrar nuevas oportunidades en este sector es

Los compresores ASPRO se utilizan en el 60% de las estaciones de servicios y otros puestos de distrbución de gas natural en el país.

el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) de Río Grande que llevará gas a Trinidad, Riberalta y Cobija para desarrollar estos mercados y donde la creación de nuevas estaciones de servicios abrirá oportunidades en la provisión de equipos y servicios.

Otro proyecto que dinamizará el mercado en la parte occidental de Bolivia es la incursión de buses chinos a GNV para el transporte público de La Paz. Esta iniciativa le dará otra dinámica al negocio de las estaciones de gas porque al tratarse de buses grandes se necesitarán equipos de venta de mayor capacidad.

Se estima que que el proyecto impulsado por el Gobierno, de sus primeros pasos en enero con el arribo de los primeros 200 buses impulsados a GNV para después completar los 3.000 que involucra el proyecto y que incrementarán la demanda de gas en La Paz, con las estaciones de servicios.

Asimismo, la proyección del consumo del GNV en las ciudades es grande, porque cada vez hay más vehículos que funcionan

con este combustible y más estaciones que lo proveen, pronostica De Ugarte.

Además del prestigio de la marca Aspro que destina el 97% de su producción de equipos para la exportación a países como Brasil, Bolivia y Perú, el plus de esta marca consiste en que fabrica el 100% de sus equipos, asegurando así el control de calidad.

De Ugarte destacó que además de proveer y dar servicios al segmento GNV, Conmoser tiene una amplia experiencia en la realización de montajes electromecánicos.

En los últimos cinco años esta empresa ha construido conjuntamente un socio estratégico la mayor cantidad de City Gates y EDR’s (estaciones distritales de regulación de gas natural) y PRM’s (puente de regulación y medición para GNV) que se han realizado en Bolivia y que fueron licitados por YPFB Corporación como cliente final.

Este año también continuarán trabajando en algunos proyectos requeridos y alistando su participación para nuevas licitaciones. ▲

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Hemos logrado posicionar a ASPRO como líder en el mercado de los compresores de GNV. llevamos más de 160 equipos vendidos en Bolivia, gracias al prestigio de la marca y nuestro servicio postventa.

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Mauricio De Ugarte, gerente general Conmoser

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recuento quincenal El sector financiero ha estudiado la propuesta de reforma energética del presidente mexicano, Enrique Peña Nieto, y la ha valorado como histórica y moderna.

El mandatario envió al Congreso su iniciativa que será discutida por los legisladores a partir de septiembre. La reforma de Peña

valoran reforma energética de méxico Nieto plantea la modificación de los artículos 27 y 28 de la Constitución para permitir la inversión privada, a través de contratos de utilidad compartida, en la exploración y extrac-

El proyecto del Gasoducto Sur Peruano (GSP) y el Nodo Energético del Sur son iniciativas que el Gobierno de ese país se empeña en ejecutar y en la actualidad se está creando la demanda de gas, afirmó el viceministro de Energía, Edwin Quintanilla Acosta.

Mencionó por ejemplo que en noviembre próximo debe adjudicarse un total de 1,000 MW de generación termoeléctrica basada en gas natural que estarán en la costa sur del país. “Aproximadamente el 65 por ciento de la demanda del gasoducto será para la generación eléctrica y otros porcentajes se destinarán a la petroquímica y al

gran campo para la iniciativa privada. “Será un hito en la modernización económica del país que no se ha visto desde el Tratado de Libre Comercio de América del Norte de 1994”.

Foto: peru21.pe

Ratifican ejecución del Gasoducto Sur Peruano

ción de petróleo, y también lograr la apertura de la petroquímica básica, la refinación y la electricidad. El diario Wall Street Journal señaló en una editorial que la iniciativa abre un

El proyecto canalizará el gas peruano de los lotes 57 y 58 y lo transportará hasta la costa.

servicio residencial y vehicular”, señaló.

Dijo que en el Cusco y otras regiones existe un genuino interés y un pedido de información sobre el GSP y otros proyectos relacionados, e indicó que es necesario

que dicha obra se ejecute con transparencia para que el Cusco y otras regiones del sur tengan un sistema de transporte de gas natural que les brinde el servicio de manera eficiente.

SIMMER

VP DE FIGAS BORIS GÓMEZ fue RECONOCIDO EN PARAGUAY El reconocido analista energético y vicepresidente del Comité Ejecutivo del FIGAS, Foro Internacional del Gas y Energía, Boris Santos Gómez Úzqueda, ha sido reconocido con la Medalla al Mérito Educativo de la República del Paraguay, luego de haber sido nombrado recientemente como Rector de la Universidad Nacional del Oriente (UNO).

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Al cierre

el cambio a la Constitución permitirá la inversión privada, a través de contratos de utilidad compartida, en exploración, extracción de petróleo y petroquímica básica

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Enrique Peña Nieto, presidente de México

iniciativa será discutida por los legisladores a partir de septiembre

Reforma energética de méxico genera reacciones encontradas Foto: fuerza.com.mx

El presidente mexicano asegura que con la modificación el país se mantiene como único dueño del petróleo y planteó cambios a los artículos 27 y 28 a su Constitución Política de Estado. Expertos consideran un “hito” de modernización.

TEXTO: re y agencias

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espués que el presidente de México, Enrique Peña Nieto, dio a conocer su proyecto de reforma energética, son muchas las reacciones que se han suscitado entre los distintos sectores sociales y políticos a nivel internacional. Las cuales empezaron en las redes sociales entre los que apoyan esta proyecto y entre los que la rechazan por considerar que es privatizadora.

El gobierno mexicano defiende su iniciativa de reforma del sector energético que propone contratos de utilidad compartida con el sector privado para explotar el petróleo, mientras varios expertos y políticos dudan de que sean suficiente incentivo para atraer las inversiones que requiere la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) para reimpulsar el sector.

El presidente Enrique Peña Nieto dio a conocer el 12 de agosto su esperado proyecto de reforma energética que prevé la apertura de Pemex, la principal empresa México, a la inversión privada mediante contratos de utilidad compartida para exploración y extracción de hidrocarburos.

Estos contratos “implican que el particular tiene que tomar riesgos, tiene que invertir recursos considerables” y las reservas se mantienen como propiedad del Estado, explicó Luis Videgaray, secretario (ministro) de Hacienda.

Pemex, que aporta más de un tercio de los recursos públicos del país, ha registrado una caída en su producción desde los 3,4 millones de barriles diarios de 2004 hasta 2,5 millones en 2012 y ahora el Gobierno ve imprescindible asociarse con empresas privadas para las costosas

El mandatario mexicano en la presentación de su iniciativa para la modificación dos artículos de su CPE.

extracciones de yacimientos de aguas profundas y ultraprofundas del Golfo de México (este).

Pero “los contratos de utilidad compartida no son los preferidos de las compañías operadoras internacionales, porque no permiten a las compañías contabilizar las reservas como suyas”, dijo a la AFP David Shields, consultor experto de la industria petrolera.

Esos acuerdos establecen que el sector privado tome el riesgo de inversión en todo el proceso de exploración y extracción y que el Estado decida el porcen-

resumen de la iniciativa apuntes. Tendrán como objetivos “lograr tasas de restitución de reservas de petróleo y gas superiores al 100%”, lo que implica que el incremento en la producción estará acompañado del descubrimiento de nuevos yacimientos.

En términos de producción, el objetivo es pasar de 2.5 millones de barriles diarios actualmente a 3 millones en 2018.

El decreto de expropiación de Lázaro Cárdenas en 1938, y con la reforma que impulsó al artículo 27 constitucional “se prohibieron las concesiones y se otorgó al Estado el derecho de explotar el petróleo”.

La exclusión de los particulares del régimen de concesiones no implica que la nación abandone la posibilidad de admitir la colaboración de la iniciativa privada.

taje de la utilidad que le toca al inversor, mientras que hasta ahora sólo se permitía que Pemex firmara contratos de servicios que no implican riesgo para las privadas.

Videgaray señaló que el porcentaje de la utilidad a pagar a las empresas privadas dependerá de las características de cada campo y de la competencia, pero que “lo razonable es que siempre sea por debajo del 50%”.

Ecuador, Bolivia e Irán son los únicos países que han optado por estos contratos de utilidad compartida, según la secretaría (Ministerio) de Energía.

La iniciativa presentada por el gobierno incluye la reforma del artículo 27 de la Constitución para permitir este tipo de contratos con particulares, no así las concesiones, y Peña Nieto (Partido Revolucionario Institucional, PRI) recalcó que el control de los hidrocarburos y de sus rentas seguirán en poder del Estado.

Para el opositor PAN (Partido Acción Nacional, conservador), el proyecto del gobierno es demasiado cauteloso y no será capaz de atraer las inversiones que se requieren para reimpulsar la producción de Pemex. ▲

‘es preciso asociarnos para subir la producción’ El secretario de energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que “es preciso asociarnos” con quienes tienen recursos, puesto que la caída en la producción de petróleo registra 8.000 barriles diarios.

Se está concluyendo para México la era de los yacimientos gigantes en aguas someras, que representaron petróleo abundante y con bajos costos de extracción.

Pemex “merece la oportunidad de aliarse con otras para ampliar su capacidad de ejecución”, dijo Coldwell. En “el otro gran apartado de la reforma energética”, Peña Nieto se refirió a la electricidad.

“Con la reforma propuesta habrá una mayor oferta de electricidad y a menor costo para beneficio de todos los usuarios”, dijo.

16 al 31 de Agosto | 2013

69

70

16 al 31 de Agosto | 2013

ESTADÍSTICAS HIDROCARBUROS Fecha

Fecha

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

103,09 103,03 103,46 106,41 104,77 105,85 106,2 105,88 106,39 107,94 108 106,61 107,13 105,41

107,46 107,75 107,9 108,43 108,18 109,03 109,05 109,29 109,67 109,71 109,34 108,82 109,27 108,23

Jul 05, 2013 Jul 08, 2013 Jul 09, 2013 Jul 10, 2013 Jul 11, 2013 Jul 12, 2013 Jul 15, 2013 Jul 16, 2013 Jul 17, 2013 Jul 18, 2013 Jul 19, 2013 Jul 22, 2013 Jul 23, 2013 Jul 24, 2013

Jul 25, 2013 Jul 26, 2013 Jul 29, 2013 Jul 30, 2013 Jul 31, 2013 Ago 01, 2013 Ago 02, 2013 Ago 05, 2013 Ago 06, 2013 Ago 07, 2013 Ago 08, 2013 Ago 09, 2013 Ago 12, 2013 Ago 13, 2013

Barrel)

105,47 104,76 104,61 103,14 105,1 107,93 106,94 106,61 105,32 104,41 103,45 106,04 106,19 106,78

108,1 107,57 108,1 107,47 107,89 109,94 109,63 109,81 108,77 108,39 107,32 108,49 109,28 110,69

Fuente: eia.gov

MINERíA

PrecioS FINALES de los combustibles AGOSTO 2013 GNV

1.66 Bs./M³

GLP

2.25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3.74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4.79 Bs./Lt

GAS. DE AVIONES 4.57 Bs./Lt KEROSENE

2.72 Bs./Lt

JET FUEL

2.77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3.72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2.55 Bs./Lt

FUEL OIL

2.78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

9.15 Bs./Lt

DIESEL OIL

9.48 Bs./Lt

JET FUEL

7.71 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ESTANO $us/L.F.

PLOMO $us/L.F.

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

BISMUTO $us/L.F.

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

1 2 3 4 5 8 9 10 11 12 15 16 17 18 19 22 23 24 25 26 29 30 31

8,9585 9,1716 9,1127 9,0718 8,9335 8,7521 8,7838 8,9244 8,9244 8,8201 8,7543 8,7952 8,8246 8,7770 8,8791 8,8337 8,7974 8,8904 8,7317 8,7589 8,7838 8,9539 9,0197

0,9337 0,9466 0,9333 0,9376 0,9231 0,9215 0,9199 0,9278 0,9491 0,9290 0,9294 0,9271 0,9240 0,9144 0,9233 0,9233 0,9249 0,9355 0,9296 0,9344 0,9317 0,9201 0,9222

0,8312 0,8416 0,8396 0,8346 0,8187 0,8249 0,8274 0,8371 0,8550 0,8439 0,8416 0,8360 0,8308 0,8260 0,8314 0,8344 0,8332 0,8448 0,8337 0,8310 0,8205 0,8165 0,8131

3,1366 3,1658 3,1393 8,15 9300,00 248,41 3,1389 3,0935 8,15 9100,00 245,06 3,0683 3,0475 3,0751 8,00 9100,00 249,91 3,1729 3,1400 7,90 9100,00 249,76 3,1257 3,1461 3,1402 7,80 9200,00 247,15 3,1094 3,1386 7,70 9300,00 249,76 3,1652 3,1570 3,2096 7,60 9300,00 254,88 3,1420 3,1321 7,50 9300,00 256,69 3,1116 3,0622 3,0844 7,50 9600,00 256,85

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

19,4400 19,6200 19,5500 19,5700 19,3200 19,1600 19,1000 19,3700 19,8500 19,6600 19,8200 19,9500 19,8300 19,4900 19,4200 19,9500 20,1800 20,3950 19,9200 0,0200 20,1000 19,6800 19,9400

1243,50 1260,75 1246,00 1249,50 1232,75 1225,50 1252,00 1252,25 1280,75 1275,00 1281,25 1286,00 1284,25 1279,75 1286,00 1313,75 1326,75 1340,00 1312,00 1327,75 1330,75 1322,25 1331,50

Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LME

Día Sep 1 1,017.1 2 974.9 3 1,116.3 4 1,138.1 5 1,148.7 6 1,143.3 7 1,118.0 8 1,071.3 9 1,002.1 10 1,098.8 11 1,122.1 12 1,145.4 13 1,128.1 14 1,101.1 15 1,048.8 16 1,005.0 17 1,141.1 18 1,144.9 19 1,041.5 20 1,076.3 21 1,072.5 22 1,000.9 23 978.8 24 1,062.8 25 1,091.8 26 1,066.2 27 1,087.1 28 1,103.8 29 1,061.3 30 1,007.4 31

Max. 1,148.7

Oct 1,122.1 1,088.2 1,061.3 1,088.4 1,101.3 1,026.1 1,006.2 1,116.8 1,145.0 1,060.8 1,071.9 1,090.7 1,051.1 1,007.2 1,144.6 1,152.6 1,145.1 1,149.5 1,121.4 1,035.3 975.4 1,104.8 1,080.6 1,103.1 1,146.6 1,146.5 1,084.8 1,036.7 1,132.0 1,152.2 1,124.7 1,152.6

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Agosto 2012 - Julio 2013) Nov 1,087.5 885.3 986.4 984.2 1,108.1 1,083.2 1,083.8 1,126.1 1,131.5 1,039.8 1,001.7 1,097.3 1,115.5 1,125.2 1,153.5 1,152.0 1,075.0 988.0 1,140.4 1,048.9 920.2 1,103.4 1,065.8 1,002.3 976.9 1,130.3 1,133.2 1,145.5 1,093.8 1,107.6

1,153.5

Dic 1,072.3 1,012.0 1,140.2 1,154.6 1,163.8 1,135.0 1,128.7 979.9 964.1 1,118.0 1,127.1 1,121.0 1,101.5 1,108.2 1,033.4 963.1 1,101.9 1,130.9 1,139.8 1,110.2 1,087.7 1,060.0 999.0 1,078.9 917.7 1,061.4 1,061.4 1,061.4 1,003.3 944.3 1,055.6 1,163.8

Ene 827.4 997.9 1,061.0 1,107.1 1,043.1 948.6 1,079.2 1,115.4 1,082.3 1,122.1 1,139.5 1,068.6 1,016.8 1,137.6 1,148.9 1,129.3 1,134.1 1,133.5 1,058.4 954.2 1,112.4 1,057.2 1,173.3 1,157.5 1,117.1 1,015.5 1,001.3 1,138.6 1,178.2 1,151.5 1,141.0 1,178.2

Feb 1,140.5 1,082.5 1,002.6 1,148.1 1,160.6 1,145.8 1,137.4 1,111.0 973.6 931.7 879.9 878.4 1,028.2 1,095.1 1,104.1 1,054.3 1,018.6 1,128.0 1,112.9 1,151.5 1,141.7 1,151.7 1,070.2 1,014.3 1,094.3 1,070.7 1,108.5 1,174.5

1,174.5

Mar 1,156.0 1,089.1 1,043.8 1,118.6 1,134.4 1,127.5 1,160.9 1,150.0 1,093.2 1,048.0 1,101.4 1,162.5 1,084.7 1,098.6 1,094.0 1,033.5 1,003.5 1,097.6 1,060.1 1,070.4 1,116.8 1,129.8 1,094.5 982.4 1,128.0 1,113.9 1,131.3 1,072.7 941.0 1,024.0 1,009.3 1,162.5

Abr 1,141.4 1,176.4 1,095.5 1,114.6 1,094.8 1,060.2 994.6 1,089.1 1,134.5 1,147.7 1,142.8 1,096.7 1,024.3 976.2 1,100.7 1,117.1 1,136.0 1,129.6 1,127.7 1,062.2 999.2 1,119.7 1,148.9 1,151.9 1,169.7 1,139.9 1,046.0 1,021.1 1,153.7 1,147.2

1,176.4

May 1,005.6 1,168.0 1,174.5 1,069.8 981.1 1,103.4 1,110.9 1,119.2 1,135.4 1,133.1 1,075.8 1,005.3 1,154.9 1,157.4 1,176.0 1,074.5 1,036.1 972.4 933.7 1,082.3 1,113.3 1,098.7 1,107.8 1,102.9 1,012.9 969.5 1,087.2 1,152.7 1,149.5 1,010.3 1,095.0 1,176.0

Jun 1,051.4 988.2 1,101.1 1,106.0 1,126.2 1,164.5 1,156.2 1,087.8 1,015.4 1,171.2 1,178.4 1,163.3 1,186.7 1,169.0 1,068.3 1,033.6 1,116.0 1,149.4 1,118.0 1,077.5 996.8 1,016.9 965.2 1,072.9 1,115.8 1,117.6 1,124.4 1,120.6 1,041.5 944.4

1,186.7

Jul Ago(al 14) 1,057.7 1,142.6 1,070.5 1,147.1 1,098.0 1,070.6 1,117.9 1,004.7 1,118.5 1,084.9 1,034.8 1,021.9 930.4 1,145.6 1,065.3 1,173.3 1,080.2 1,104.7 1,106.2 1,054.9 1,127.3 1,014.7 1,134.4 1,130.9 1,044.5 1,135.5 980.2 1,116.2 1,089.3 1,073.8 1,127.8 1,161.9 1,123.2 1,070.3 977.2 1,089.9 1,114.9 1,120.5 1,120.3 1,109.6 1,047.2 992.2 1,137.0 1,154.7 1,157.1 1,161.9 1,173.3

Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Septiembre 2012 - Agosto 2013)

Sep CRE - Santa Cruz 424.3 DELAPAZ - La Paz 268.5 ELFEC - Cochabamba 177.1 ELFEC - Chimoré 10.3 ELFEO - Oruro 51.3 ELFEO - Catavi 19.4 CESSA - Sucre 39.4 SEPSA - Potosí 41.6 SEPSA - Punutuma 7.3 SEPSA - Atocha 11.0 SEPSA - Don Diego 6.2 ENDE - Varios (2) 18.5 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 47.9 Otros - C. No Regulados 14.8 Varios (1) 2.5 TOTAL COINCIDENTAL 1,103.1

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (JULIO 2013)

Oct 446.0 267.6 178.9 10.7 52.7 22.2 39.4 40.8 7.3 11.0 6.0 19.2 47.7 14.6 2.5 1,098.5

Nov 433.7 266.1 175.9 10.2 53.5 19.6 39.6 41.0 6.6 10.9 6.1 18.9 46.9 14.6 2.4 1,101.5

Dic 437.7 269.7 176.0 9.8 52.5 16.4 38.6 40.6 6.3 10.7 5.8 18.5 49.8 14.4 2.2 1,109.0

Ene 473.3 265.0 170.3 10.0 53.2 16.6 40.8 40.6 6.5 10.6 5.7 18.6 49.6 14.7 2.0 1,127.7

Feb 464.4 273.4 174.8 10.0 53.4 17.3 41.1 42.9 6.5 10.9 5.9 18.5 49.9 14.9 2.1 1,122.6

Mar 430.4 274.0 178.3 10.2 55.0 27.9 40.3 43.8 7.0 11.5 6.2 19.9 47.7 16.4 2.2 1,106.4

Abr 415.3 279.3 179.2 10.4 56.0 19.4 41.5 42.4 7.2 11.7 6.4 20.2 49.0 17.6 2.4 1,115.2

May 418.5 283.0 180.0 10.4 54.3 19.8 41.7 43.6 7.7 12.1 6.4 20.2 48.4 16.7 2.4 1,120.4

Jun 391.0 297.0 178.9 10.2 57.7 20.9 44.5 44.5 8.4 12.3 6.4 19.4 47.3 20.0 2.7 1,127.6

Jul 386.4 290.3 182.3 10.4 57.8 19.0 45.1 43.6 8.0 12.1 6.3 18.9 49.1 16.6 2.8 1,111.1

Ago(al 14) 405.7 287.4 183.3 10.5 57.6 17.6 45.7 43.3 8.4 11.7 5.7 19.8 47.9 17.2 2.0 1,125.1

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

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI - (Septiembre 2012 - Agosto 2013)

CRE - Santa Cruz DELAPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - Varios (2) SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA

Fuente: London Metal Exchange - MB

Sep 210.5 126.7 85.7 4.4 23.0 9.6 19.4 22.8 3.2 6.0 2.3 8.7 30.4 8.7 0.8 562.1

Oct 228.9 132.0 91.5 4.7 25.6 9.9 20.3 23.6 3.4 6.0 2.4 9.4 27.4 8.9 0.7 594.6

Nov 216.3 125.1 86.6 4.4 25.3 8.4 19.8 21.8 3.0 5.6 2.4 8.9 30.2 8.3 0.7 566.6

Dic 217.8 131.5 87.7 4.4 27.5 6.9 18.8 23.1 2.9 5.8 2.2 8.9 32.6 8.1 0.7 578.8

Ene 233.7 130.1 85.1 4.5 28.0 7.3 20.2 22.7 3.1 5.7 2.5 9.3 33.1 9.1 0.6 595.0

Feb 205.0 118.2 76.9 4.1 24.0 6.6 18.2 21.2 2.7 5.1 2.2 8.3 25.4 8.0 0.6 526.5

Mar 217.3 132.4 89.2 4.5 28.3 8.2 17.3 25.0 3.3 6.2 2.7 9.4 31.9 8.5 0.7 585.0

Abr 204.3 132.2 86.9 4.3 27.4 9.2 19.1 24.0 3.3 6.1 2.7 8.9 31.3 8.6 0.7 569.1

May 200.2 137.6 89.5 4.5 27.0 8.6 20.4 25.1 3.7 6.5 2.8 8.9 32.1 9.8 0.8 577.4

Jun 188.1 136.8 86.3 4.2 27.6 10.1 20.3 24.5 3.4 6.4 2.6 8.3 27.2 11.0 0.9 557.7

Jul 194.7 138.9 91.2 4.4 28.2 10.0 21.9 24.7 3.6 6.4 2.6 8.5 32.1 8.3 0.9 576.4

Ago(al 14) 90.3 62.3 41.1 2.2 12.2 4.1 10.3 10.7 1.5 2.8 1.2 4.1 14.2 5.0 0.3 262.3

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

AGENDA ENERGéTICA DEL 21 AL 23 DE agosto| santa Cruz - bolivia

6to Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2013 El evento es organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) desde 2008. Reúne a analistas y representantes de gobierno en diferentes áreas del rubro energético. Este año tratará “Soluciones al Trilema Energético”, seguridad energética, equidad social y mitigación de impacto ambiental.

Contacto: info@boliviagasenergia.com

4 al 6 de Septiembre de 2013 | Buenos Aires, Argentina

24 y 25 de septiembre | lima- perú

Esta cumbre reúne el más alto nivel de representantes gubernamentales y ejecutivos de las empresas privadas y estatales de América Latina con los expertos globales del gas de esquisto. Está copatrocinado por el IGU, con el apoyo de OFEPHI e YPF.

EI IGEF Perú 2013, es el espacio ideal de networking entre los actores de las NOC’s, IOC’s, independientes, juniors, empresas proveedoras de servicios y suministros, organizaciones locales, consultores legales y las empresas más importantes en la industria de los hidrocarburos, junto a expertos internacionales.

World Shale Oil & Gas: Latin America Summit

Contacto: latinshaleenq@thecwcgroup.com

10 al 11 de septiembre | santiago - chile

International Gas & Energy Forum Perú 2013

Contactos y registro: http://gasenergyforum.org/

del 3 al 5 de septiembre | rio de janeiro -brasil

2nd Chilean International Renewable Energy Congress

7 al 10 de octubre | buenos aires- argentina

La energía eólica es la fuente de generación de energía de más rápido crecimiento en Brasil. Los aproximadamente 6,7 GW de nueva potencia ya contratada para ser instalada garantiza negocio por $us 15 mil millones en los próximos años.

Con proyectos de energía renovable de más de 3 GW instalados en la actualidad, el Congreso Internacional de Chile promete consolidar el éxito de la edición anterior. Más de 80 líderes de la industria realizarán presentaciones durante 3 días. Más de 30 horas de excelentes oportunidades de “networking”.

Durante 4 días Buenos Aires será el epicentro donde se reunirán los especialistas convocados por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) para diseñar estrategias que permitan seguir desarrollando una de las industrias que mueven el mayor volumen de negocios del mundo.

Contacto: brazilwindpower.org

Contacto: www.greenpowerconferences.com

Contacto: aog@uniline.com.ar

Brazil Windpower 2013

AOG Argentina Oil & Gas Expo 2013

Fuente: CNDC

PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (JULIO 2013) DIAS

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD

16 al 31 de Agosto | 2013

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