Edición 149 Reporte Energía by Branko Zabala

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

149

Del 16 al 31 de Julio de 2015

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

YPFB prevé invertir al 2019 $us 3.293 MM en explotación

PETRÓLEO & GAS

P-28-29

PETRÓLEO & GAS

P-64

Boliviano destaca como general manager wells en Shell Australia

Foto: Shell

plotación de gas y líquidos con $us 899,16 MM y $us 773,58 MM, respectivamente. Se estima contar con 65 MMmcd de producción de gas natural. P-34-35 Foto: YPFB Petroandina / Plataforma de Perforación en el pozo LQC X-1

proyección. De acuerdo al Plan Estratégico Corporativo 2015–2019 de la estatal petrolera, YPFB Andina y Total E&P liderarán los recursos destinados a la ex-

GTB priorizará el mantenimiento del Gasbol y ducto a Yacuses

Perforación en LQC X-1 ingresa a la formación de mayor interés

WTI ($us/BBl de petróleo)

YPFB Petroandina SAM; avanza sin contratiempos hacia los niveles Tomachi y Retama en los que se espera encontrar reservas de hidrocarburos. La pro-

fundidad final estimada del pozo es de 3.897 metros. Actualmente se encuentra a 2.453 metros. Pese a la inestabilidad del clima las labores no se detienen. P-18-19

Mayo 07

Mayo 08

Mayo 09

Mayo 10

Mayo 13

52.33

51.65

52.78

52.74

52.2

Gas boliviano p/ Brasil *(2do Trim. 2015)

5.7*

Gas boliviano p/ Argentina*(2do Trim. 2015)

6.1*

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 13/07

2.864 dollars per million BTU

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

Del 16 al 31 de Julio de 2015

OPINIÓN

Del 16 al 31 de Julio de 2015

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Periodista Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Natalia Nazrala

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Ejecutiva de Cuentas

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com

nes de compra de equipos, repuestos y materiales. Con presupuestos ampulosos y gestiones que más tenían que ver con representaciones de nivel diplomático que técnico, se premiaba a algún funcionario con buenas amistades en el ejecutivo, dándole unas vacaciones pagadas para ejercer una gestión que no era otra que la de un encargado de adquisiciones, sin mayor trascendencia, pero con mucha duda respecto a la transparencia. Sin embargo hoy, el país puede sentirse privilegiado por toda la experiencia

Resumen de la edición Gestan internacionalización de actividades de YPFB en Perú y Paraguay

Total E&P Bolivia reubicará tea de quema de gas en Planta Incahuasi

Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA

YPFB se presentará a una licitación pública internacional para ser distribuidor de GNL en siete ciudades del sur del Perú.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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

PRENSA

DE LA

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Presal concentra la mayor parte de inversiones de Petrobras

Los datos indican que la estatal petrolera de Brasil prevé destinar $us 130,3 mil millones en inversión.

Frases y destacados Quién es quién?

APG, el Ministerio de Culturas y Turismo y Total firmaron un acuerdo que viabiliza la reinhumación de restos óseos.

Luis Javier Bacarreza, general manager Wells, Shell Australia Es ingeniero petrolero gerente del área de perforación de Shell en Australia, actualmente en el proyecto Prelude.

Publicación destacada

Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ

del conocimeinto global que se afincó en el país, sumado a un gran potencial de recursos humanos que, tanto aquí como en el exterior, han demostrado ser de los mejores, lo único que falta es la oportunidad y hoy parece que tenemos en marcha una y muy buena. Con los cientos de kilómetros de tendidos de redes de gas, tenemos experiencia para aplicarla en cualquier parte. El transporte de GLP, no es una actividad muy compleja, pero nos puede servir comopunta de lanza para pensar en desafíos mayores. En la presente edición, además de abordar este tema, mostramos los numeros de inversión en explotación, el trabajo incansable de perforación en Lliquimuni y una menú temático muy amplio, preparado especialmente para ser distribuído en el marco del V Congreso YPFB Gas & Petróleo, en el que la estatal reúne a importantes expertos para darle una mirada al escenario global. ▲

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Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Edén García Doria Añez Johnny Auza David Durán

“Es la cara del país la que está en juego y consideramos que es un buen momento para demostrar lo que somos capaces de hacer”

Cheap Oil? Making sense of a Competitive Oil Market En este estudio técnico del BID se analiza las perspectivas y futuros escenarios del precio del crudo a nivel mundial.

La frase destacada

Staff

alir a vender hidrocarburos fuera de las fronteras ya lo hemos hecho y el país tiene vasta experiencia en ello. Los contratos de exportación de gas natural con Argentina y Brasil, más allá de cualquier consideración política, son la muestra de la capacidad del país. Hoy día, gracias a una decisión política del Ministerio de Hidrocabruros y Energía y su brazo operativo YPFB, el país intenta superarse a sí mismo, abriendo nuevos mercados para GLP y redes de gas y GNL, en los vecinos Paraguay y Perú, respectivamente. El desafío es grande, porque debemos hacer quedar bien, no a YPFB o al MHE, si no al país. Es la cara del país la que está en juego y consideramos que es un buen momento para demostrar lo que somos capaces de hacer, el riesgo siempre será la calidad y por ende, la imagen nacional. Hace muchos años atrás, YPFB contaba con representaciones hasta en Houston, Estados Unidos, para gestio-

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Los nuevos y grandes desafíos de YPFB

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Guillermo Achá, presidente de YPFB Corporación "(Con estos estudios sísmicos) YPFB reafirma el interés de devolver a Camiri las operaciones petroleras".

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Del 16 al 31 de Julio de 2015

Petróleo & GAs

11 9 7 5 3 1

Estados Unidos

-1

Unión Europea

Japón

Alemania

Francia

2010

2011

Mundo

2012

China

India

América Latina

Rusia

2013 Fuente: BID, con datos del Banco Mundial

Plataformas petroleras activas en EE.UU. y evolución del WTI

120

2,200 Plataformas

100

1,800

1,600

Precio

1,400

1,200

dólares por barril

110

2,000

Jan-15

Mar-15

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Jul-14

Sep-14

May-14

Jan-14

Mar-14

Nov-13

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May-12

Nov-11

Jan-12

Jul-11

800

Sep-11

50 May-11

1,000

Fuente: BID, con datos de Baker Hughes y EIA

Producción de EEUU y evolución del WTI

9.5

120 Precio

9.0

110

8.5 8.0

7.5 80 7.0 70

6.5 Producción

6.0

Mar-15

Jan-15

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Mar-12

May-12

5.0

Nov-11

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5.5

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dólares por barril

100

Jul-11

EEUU afronta caída con mayor productividad Por su parte, Estados Unidos que ha sido el principal protagonista de esta escalada en la oferta mundial de petróleo, con el revolucionario desarrollo de hidrocarburos de formaciones no convencionales, apuesta por mantener la producción mejorando la productividad y los costos marginales. Si bien esta estrategia no es reciente, el BID señala que se intensificó con la caída de los precios del petróleo. Por ejemplo, en la cuenca Eagle Ford de Texas, una de las regiones más productoras de este país, se logró reducir el tiempo para perforar un pozo petrolero de un promedio de 22.3 días en el 2011, a solo 8.9 días en el 2014. Por ende, se aumentó la cantidad de pozos perforados por una plataforma petrolera para pasar de 16 en el 2011 a 41 en el año pasado. Esta mayor productividad es fundamental para intentar mantener la producción alcanzada a finales del 2014 de 9.3 millones de BPD. En lo que sí afecto la caída de los precios a la industria petrolera estadounidense fue en las actividades de perforación de pozos. El estudio muestra que las plataformas de perforación que están

Crecimiento del PIB en el mundo

May-11

en pleno colapso de los precios, ambos países incrementaron sus unidades perforadoras a 125 y 53, respectivamente. “Esto significa que a medida que el precio del petróleo ha caído, estas dos potencias del Medio Oriente han estado invirtiendo para aumentar la capacidad de producción y obtener el control de mercado”, afirma el estudio, al mostrar que solo en marzo de este año, Arabia Saudita añadió 600.000 barriles por día (BPD) en producción. A diferencia de estos dos países que generalmente coordinan estrategias conjuntas de mercado, el resto de los miembros de la OPEC reaccionaron de manera esperada como lo haría un productor tomador de precio (Price taker), reduciendo las actividades de perforación al haber un menor flujo de efectivo.

Cinco factores evita del petróleo mayor

Jan-11

Incremento. Es el volumen promedio de producción que añadió Arabia Saudita, durante el mes de marzo del 2015.

Mar-11

MBPD

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600

Estudio. Para el WTI

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Mar-11

or lo menos en cuatro años más los precios internacionales del petróleo no volverán a los niveles que se tenía hasta julio del 2014 de alrededor de $us 100 el barril, sino que en el caso del WTI (West Texas Intermediate) se mantendrá en un rango entre $us 60 y $us 70, según un estudio denominado “Cheap oil? Making Sense of a Competitive Oil Market”, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), al que tuvo acceso Reporte Energía. En el informe se menciona cinco factores fundamentales que hacen muy probable este escenario de precios en el corto plazo. Uno de los más importantes es que la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEC, por sus siglas en inglés), que usualmente regulaba los precios internacionales del petróleo bajo un control de mayor o menor oferta de este recurso, desde noviembre del año pasado, ha optado por no restringir el techo de producción, con el fin de ganar mayor participación en el mercado mundial, la cual se encuentra amenazada por el impresionante desarrollo del tight oil (petróleo de formaciones compactas) y shale gas (gas de esquisto) de Estados Unidos (EEUU). “La estrategia fue reafirmada el 5 de junio de 2015, cuando todos los miembros de la OPEC acordaron la producción a los niveles actuales, a pesar de las objeciones de algunos miembros integrantes del grupo”, señala el estudio elaborado por Ramón Espinasa y Carlos G. Sucre. A pesar de los precios bajos del petróleo que obligaron a muchas compañías y países a reducir sus inversiones en exploración y producción (E&P), el estudio señala que, por el contrario, Arabia Saudita, principal productor de petróleo en la OPEC, y Kuwait incrementaron considerablemente las actividades en este segmento. Datos del BID muestran que a junio del 2014, Arabia Saudita tenía activa 104 plataformas de perforación, mientras que Kuwait 35. Para finales de marzo del 2015,

Cifra

Tasa de crecimiento anual

TEXTO: Edén García S.

Platafromas activas

Los mismos están relacionados con un bajo crecimiento económico mundial, el aumento de producción de la OPEC, una mayor productividad en Estados Unidos y un posible cese de conflictos y sanciones en Libia e Irán, respectivamente.

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Del 16 al 31 de Julio de 2015

millones de barriles por día

Fuente: BID, con datos de EIA

Petróleo & GAs

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Plataformas petroleras activas en Arabia Saudita

130 120 110 100 90 80 70

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Nov-11

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Plataformas activas

arán un precio a $us 70

Fuente: BID con datos de Baker Hughes

activas en este país se redujeron a 900 para finales de abril, siendo que en octubre del 2014 se tenían 1.900. Gran parte, de las plataformas están orientadas a la perforación horizontal, con objetivos en formaciones no convencionales. Para el BID, si la estrategia saudí es poner un alto al crecimiento de la producción de los Estados Unidos, con el fin de ganar mayor participación en el mercado, la evolución de la productividad y los costos marginales de producción en las formaciones de shale de este país, determinarán el equilibrio de precios para los siguientes años. Bajo crecimiento económico Otro factor importante que

explica la caída de los precios del petróleo y su crecida hasta máximo los $us 70 el barril, es el menor crecimiento económico que han experimentado desde el 2010 muchos países, especialmente de los mercados emergentes. La contracción de la economía originó la caída de los precios de las materias primas en el 2010, pero no del petróleo que además de mantenerse alto, creció en un 11% entre enero del 2011 y junio del 2014. De acuerdo al informe, esto se debe a factores geopolíticos como las sanciones a Irán por su programa nuclear y la guerra civil en Libia que influyeron en una menor oferta, además que en ese tiempo la OPEC regulaba la producción con el fin de mantener los

precios altos. Actualmente, pese a que los precios del petróleo están bajos, el BID considera que no han sido suficientes para estimular una mayor demanda y el crecimiento económico continúa estancado. Mayor oferta de Libia e Irán El estudio del BID ve que existen importantes avances para que Irán logre un acuerdo referido a su programa nuclear, el cual le costó una sanción por parte de Estados Unidos y la Unión Europea que incluía la prohibición de importar petróleo iraní. De concretarse un acuerdo se eliminará estas sanciones impuestas en el año 2012, y es probable que Irán restituya todo su potencial productivo, incrementando su

Datos

diferencia. Durante el periodo de enero del 2011 a junio del 2014 los precios de las materias primas energéticas se incrementaron en un 11%, mientras que los commodities y bienes de otros sectores industriales bajaron en un 15%. Los minerales y metales fueron los que más cayeron con 45%.

producción en 500.000 BPD, aproximadamente, pese a los niveles actuales de precio. De igual manera Libia, que sufrió dos guerras civiles entre 2011 y 2013, puede incrementar su producción a 1.5 millones de BPD si se logra un acuerdo de paz en este país, el cual es negociado ac-

escenario. Se propone otro escenario con precios entre $us 80 y $us 90 el barril, sin embargo, el BID lo ve poco probable, ya que para ello los productores de EE.UU. tendrían que colapsar financieramente, el grupo terrorista Isis tomar la producción de Irak o desastres climatológicos y geopolíticos en la península arábiga.

tualmente por la Organización de Naciones Unidas (ONU). Cabe señalar que la producción promedio de Libia durante el 2014 fue de 516.000 BPD. La entrada de nuevos volúmenes al mercado mundial significará una mayor presión a los precios del petróleo. ▲

petróleo 6 gas

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Del 16 al 31 de Julio de 2015

resultados. comité binacional de hidrocarburos

Se gesta internacionalización de YPFB en Perú y Paraguay ┣ En lo que se refiere a Redes de Gas Natural, YPFB se presentará a una licitación pública internacional para constituirse en distribuidor de Gas Natural Licuado en siete ciudades del sur del Perú.

TEXTO: franco García S.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) iniciará su internacionalización en países limítrofes

como Perú y Paraguay con actividades en distribución y comercialización, considerando a estas actividades como las de menor riesgo y en las que la empresa boliviana cuenta con una gran experiencia. “YPFB ha decidido iniciar todas las gestiones para desarrollar la-

bores internacionales mediante la distribución de gas natural por redes y comercialización de GLP en el sur del Perú, aprovechando una alianza estratégica con Petróleos del Perú (Petroperu). Así la estatal petrolera materializará uno de sus objetivos

empresariales, el de la internacionalización de sus actividades, efectivizado gracias a los acuerdos suscritos en el 1er Gabinete Binacional de ministros de Perú y Bolivia”, destacó el presidente de YPFB Corporación, Guillermo Achá M., según una nota de prensa corporativa. ▲

¿Cuál es su criterio sobre la participación de la estatal petrolera boliviana en actividades en el exterior (Perú y Paraguay)?

Hugo de la Fuente

Darío Arias

Ex superintendente de Hidrocarburos

Sin duda la internacionalización de YPFB podría constituir un avance cualitativo digno de nombrar y un desafío importante para los profesionales bolivianos que componen su planilla. Hasta el día de hoy la presencia de esta empresa en el plano internacional se plasmó en los contratos de compraventa de gas natural a la Argentina y Brasil, contratos de venta de crudo virgen y crudo reconstituido, GLP y gasolina a varios compradores foráneos, la mayoría bajo la modalidad de mercado spot, el oleoducto y la planta de almacenaje Sica Sica Arica, la participacion accionaría en el gasoducto de TBG en el Brasil y tal vez alguna otra participacion menos importante, que no recuerdo. Empero la participacion en la comercialización y distribución de GLP y Gas Natural como una empresa afincada en otro país y con una relación directa con el consumidor podría significar la internacionalización de YPFB, como en otrora sucedió con otras empresas estatales de américa latina como Petrobras - Brasil, Ecopetrol Colombia, ENAP - Chile, etc. En principio mencionar que en la comercialización y distribución de GLP y gas natural, YPFB guarda amplísima experiencia, actualmente en el tema GLP se encarga de distribuir en los nueve departamentos de Bolivia y en tema de distribución de gas natural por redes La Paz, El Alto, Santa Cruz, Cochabamba, Chuquisaca, Potosí y Oruro; sin embargo la actividad de distribución de GNL, carece de experiencia, pues recién se están concluyendo estos proyectos en el país. El encarar estos proyectos con el Perú y el Paraguay constituye un paso importante para YPFB en razón de su crecimiento corporativo, pues todo desafío desarrolla la capacidad empresarial. Hace algunos años, 2006 por ejemplo, la capacidad empresarial de YPFB era casi nula, empero el enorme desafío de la nacionalización y la responsabilidad de

Director de Energy Resources Consulting

hacerse cargo de abastecer el mercado interno boliviano y cumplir con los contratos de exportación de gas natural, obligó a la empresa estatal ponerse a la altura de las circunstancias, con muchos fallos, pero al presente los lleva con suficiencia. Hay mucho que hacer en el país, como la conclusión de los proyectos de industrialización y de extracción de licuables, y la comercialización de los mismos; proyectos de cambio de matriz energética de líquidos a gas; la expansión de redes de distribución de gas y la inversión en exploración están entre los retos a superar. No obstante, el cumplimiento de los acuerdos arribados con Perú y Chile es posible debido a la experiencia larga de YPFB en distribución de GLP y gas natural, y que además tiene un gran incentivo, que es la ampliación del mercado, que a su vez podría constituir en un gran aliciente para atraer inversionistas en E&E, una tarea que lamentablemente lleva un gran rezago.

"ES POSIBLE CUMPLIR ACUERDOS CON PERÚ Y CHILE POR LA LARGA EXPERIENCIA DE YPFB EN DISTRIBUCIÓN DE GLP Y GAS NATURAL"

La puesta en marcha de la planta de separación de líquidos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, construida en Yacuiba que procesará gas natural para producir gas licuado de petróleo, etano, gasolina natural y otros subproductos, abre un panorama comercial muy interesante para Bolivia. El gran logro ha sido la separación de los líquidos de la corriente del gas natural, agregando valor adicional a la exportación de ese hidrocarburo. El primer efecto que tendrá lugar será la producción de excedentes exportables, que posibilitará la generación de divisas para el país. Sin embargo, no creo que la exportación de productos por sí sola amerite pensar en una internacionalización de la empresa boliviana de hidrocarburos, que implique –por ejemplo- la apertura de oficinas en otros países o el envío de empleados expatriados a cubrir cargos de relevancia fuera de Bolivia. La operación en mercados fuera de las fronteras del país, constituye un movimiento mucho más complejo, costoso y de largo aliento que simplemente exportar productos. La internacionalización de cualquier empresa, y más especialmente si se trata de una petrolera, requiere de una madurez, disponibilidad de volúmenes de capitales para inversiones, especialización y expertise de los niveles de management que no se obtienen de la noche a la mañana. Actualmente, el mercado del gas a nivel internacional se ha “comoditizado”, lo que facilita su comercialización, y al mismo tiempo los precios internacionales se han debilitado, por la aparición de los hidrocarburos “no-convencionales”. Por ejemplo, Qatargas, el gigante del LNG del Golfo, no tiene oficinas en Buenos Aires, uno de sus mercados. Los negocios de ese tipo hoy no pasan necesariamente por la apertura de oficinas. Ese tipo de decisiones debiera surgir

del proceso de planificación estratégica en el que se debe evaluar detenidamente la conveniencia de ese tipo de enfoques, y demostrar que tal camino conduce a la generación de valor relevante. Adicionalmente, un proceso de internacionalización puede comenzar, a muy bajo costo mediante el tejido de alianzas estratégicas, con otras empresas –públicas o privadas. A su vez estimo que con la especialización de ciertos funcionarios del área comercial sería suficiente para posicionar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos en países limítrofes donde exista demanda para los productos que se generen. El resto se irá seguramente consolidando con el accionar del sector privado, ya que si el mercado existe, los empresarios harán los esfuerzos necesarios para conquistarlos.

"LA INTERNACIONALIZACIÓN PUEDE INICIAR A MUY BAJO COSTO VÍA ALIANZAS ESTRATÉGICAS, CON EMPRESAS PÚBLICAS O PRIVADAS"

Del 16 al 31 de Julio de 2015

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Raúl Velásquez

opinión

Analista en Hidrocarburos - Fundación Jubileo

Internacionalización de YPFB: buena noticia, urgente desafío C

erca del 16% del gas natural que es producido en Bolivia es comercializado por YPFB al mercado interno (de acuerdo a la normativa vigente en el país el mercado local es prioritario siendo que los excedentes pueden ser exportados), y el 84% restante es exportado por YPFB a los mercados de Brasil y Argentina por lo que los ingresos que percibe el país por la explotación de dicho energético depende en gran medida de estos dos mercados. Resulta importante considerar que uno de los retos fundamentales para cualquier país en el mundo es buscar la soberanía energética, lo cual implica no solo generar sus propias fuentes de energía, sino también el no depender de otro país para la provisión de la misma con las connotaciones políticas que ello supone. Asimismo esto supone no estar a merced de precios internacionales de materias primas a los cuales generalmente son comercializados el gas natural y el petróleo. Por ello tanto Brasil como Argentina se encuentran llevando adelante políticas para promover la exploración de hidrocarburos en sus territorios. En el caso de Brasil está el descubrimiento del Presal como potencial gasífero y petrolífero frente a sus costas en el Océano Atlántico para que éste país pueda explotar hidrocarburos y mejorar su abastecimiento interno. Sin embargo dado el tamaño de su de su territorio, su economía creciente y la cantidad de población es altamente probable que siga interesado en comprar el gas natural boliviano por mucho tiempo más, no obstante al contar con

mayores reservas hidrocarburíferas y eventualmente poder desarrollarlas, Brasil se encontrará con una diferente posición negociadora frente a Bolivia como uno de sus proveedores energéticos. En el caso de Argentina pasa algo similar, un gran descubrimiento ha sido el de Vaca Muerta en la provincia de Neuquén, al sur del país, con la característica de contener hidrocarburos no convencionales (shale gas y shale oil) que posicionan a dicho país como una de las principales reservas de ese tipo de hidrocarburo a nivel mundial. Dichos yacimientos vienen ya siendo explotados con el uso de técnicas como el fracking por la empresa petrolera nacional de ese país YPF en sociedad con grandes empresas a nivel mundial como lo es Chevron. Si bien la explotación de Vaca Muerta aún se encuentra en baja escala, y dado el precio actual del barril de petróleo en el mundo enfrenta grandes problemas en términos de costo y financiamiento, es previsible que en el largo plazo llegue a un mayor desarrollo. No obstante en tanto dicha situación se de Bolivia continuará siendo uno de los principales proveedores de hidrocarburos para la Argentina, en especial al norte de ese país. Sin embargo, éste también se encontrará en 10 años con una posición negociadora distinta frente a Bolivia. Sin duda el actual precio internacional del barril de petróleo es uno de los principales aliados de nuestro país para retrasar por un tiempo el desarrollo de las reservas hidrocarburíferas de nuestros principales mercados de exportación, puesto que tanto el Presal como Vaca Muerta implican altos costos

Foto: oronegro.mx

Para avanzar en este objetivo se requiere no solo estudios de mercado, sino también potenciar la institucionalización de su personal y la gestión estratégica organizacional, además de fortaler el aspecto financiero y tecnológico.

"EL PRECIO INTERNACIONAL DEL CRUDO PERMITE RETRASAR EL DESARROLLO DE RESERVAS EN NUESTROS MERCADOS" de operación que demandan un precio alto del barril de petróleo para hacer viable su explotación. Este tiempo por lo tanto se constituye en una importante oportunidad para la búsqueda de nuevos mercados y mejores condiciones para nuestra producción de hidrocarburos. En este sentido, la búsqueda

de nuevos mercados resulta un aspecto de vital importancia, no solo para la empresa petrolera nacional, sino para el país en su conjunto. Frente a ello, sin duda, la noticia de que YPFB ingrese al mercado del Perú, en una primera instancia como comercializador mayorista de GLP y en una segunda (la más anhelada) como proveedor de gas natural para el sur de ese país, es una interesante noticia pero sobre todo un importante desafío, más aún considerando el potencial minero del sur peruano caracterizado por su necesidad de energía. Asimismo se ha comunicado la posibilidad de ingresar al mercado de Paraguay, dado que recientemente se ha suscrito un memorándum de entendimiento entre ese gobierno y el de Bolivia, lo cual si bien en términos geopolíticos y energéticos es interesante, en términos económicos el mercado paraguayo es reducido y se tiene conocimiento que ese país tiene

la firme intención de emprender políticas orientadas a desarrollar su potencial hidrocarburífero el cual es bastante importante. En este sentido merece ser resaltado el avance de YPFB en iniciar una política de internacionalización, ingresando de forma cauta a tener mayor presencia en la región ello debido a que las actividades del downstream (comercialización, refinación, industrialización) suponen menor riesgo. Sin embargo el desafío es mayor ya que dado el nuevo contexto mundial, marcado por el ingreso cada vez más serio de los hidrocarburos no convencionales y por tanto nuevos países como actores en la exportación de petróleo y gas natural, así como el desarrollo de reservas hidrocarburíferas en países vecinos, resulta necesario ampliar la visión a otros lugares en el mundo, ello en el entendido que los negocios petroleros toman un considerable tiempo en madurar y una vez concretados tienen un horizonte de largo plazo. Por ello se hace necesario que YPFB estudie la posibilidad de ampliar sus presencia, ya sea como operador en exploración y explotación en otros lugares en el mundo con potencial hidrocarburífero, aspecto que podría ser alcanzado en el largo plazo; o como operador de actividades en el downstream en corto y mediano plazo. En ambas posibilidades se requieren no solo estudios de mercado, sino también un importante potenciamiento institucional, desde la institucionalización de su personal hasta la gestión estratégica organizacional, pasando sin lugar a dudas por un importante potenciamiento financiero y tecnológico. ▲

Del 16 al 31 de Julio de 2015

petróleo & gas

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Del 16 al 31 de Julio de 2015

CAPACIDAD. SISTEMA EN ÓPTIMO ESTADO

GTB centrará su gestión en Gasbol y suministro de gas a Yacuses

TEXTO: Edén García S.

urante este año, Gas TransBoliviano (GTB) tiene previsto enfocar sus actividades en el mantenimiento del Gasoducto Bolivia – Brasil (Gasbol) y la interconexión de un punto de este ducto con la futura fábrica de cemento de Itacamba, ubicada en la comunidad de Yacuses, según un informe brindado por la compañía a Reporte Energía. Específicamente este año se realizarán dos mantenimientos mayores (overhaul) y una actualización de tecnología a las unidades de turbocompresión del Gasbol. Ambos proyectos concentran aproximadamente el 48% de la inversión total programada en $us 14.6 millones. “Se están realizando trabajos de mantenimiento predictivo y preventivo según lo programado para la gestión, así como los mantenimientos correctivos que puedan surgir, todos con el fin de mantener las condiciones y capacidades actuales de transporte del sistema”, añadió la filial de YPFB, al momento de señalar que no se ha planificado trabajos de ampliación de capacidades para este ducto. Otro trabajo que se realizará en el Gasbol es la interconexión de un punto del ducto con la planta de cemento de Itacamba, en la comunidad Yacuses, del municipio de Puerto Suárez. “Suministrará gas natural a la futura planta de cemento Itacam-

• El Gasbol tiene 3.150 km de longitud total y 32 pulgadas de diámetro. En el lado boliviano abarca 557 kilómetros y cuenta con 4 estaciones de compresión. La capacida de entrega del ducto es de 32.85 MMmcd.

Cifra

Fotos: Archivo Reporte Energía

┣ Durante el primer cuatrimestre se transportó 32.62 MMmcd de gas natural al Brasil, en el marco del GSA y un contrato interrumpible. La compañía filial de YPFB prevé una inversión de $us 14.6 millones para este año.

Datos

32.62 MMmcd

Gas. Es el volumen promedio que transportó el Gasbol durante los primeros cuatro meses en este 2015.

ba, desde la válvula de bloque del gasoducto Bolivia – Brasil VES 1300, ubicada en el KP 503+260 del DDV de GTB”, detalla el comunicado. A la fecha se dispone de la ingeniería básica y de detalle para la construcción del proyecto, además del sistema de medición ultrasónico y las válvulas principales de bloqueo y seguridad para la nueva instalación. Se prevé que la interconexión ingresará a operación para el final de este año. Transporte El transporte promedio de gas a Brasil a través del Gasbol fue de 32.62 millones metros cúbicos día (MMmcd), en el primer cuatrimestre de este año, un 1% superior a lo registrado en el mismo

Bolivia envía gas a Brasil en el marco del GSA (Gas Supply Agreement) y un contrato interrumpible para la térmica Mario Cobas en Cuiabá.

periodo del 2014. GTB destaca que se envíe gas a Brasil utilizando casi la totalidad de la capacidad del ducto de exportación, debido a que desde el 2013 el país vecino ha sufrido de sequía y, por lo tanto, el despacho hidroeléctrico está restringido para no vaciar los embalses. En reemplazo, entraron a funcionar las diferentes plantas termoeléctricas de este país que

La planta de cemento de Itacamba recibirá gas de un punto del Gasbol.

se alimentan del gas boliviano y del GNL (gas natural licuado) que importa de otros países. “Bolivia se está beneficiando al vender más gas a Brasil en este momento”, remarca la compañía transportadora de gas. El gas exportado a Brasil se realiza a través del GSA, (Gas Supply Agreement) que concluye el 2019, y un contrato interrumpible para la térmoeléctirca Mario

Cobas de la cuidad de Cuiabá. Gestión financiera En cuanto a la situación financiera, la compañía asegura que durante el primer semestre de esta gestión logró ejecutar un 108% de su presupuesto, por lo que se espera cumplir con los objetivos trazados hasta fin de año. “Estos resultados están cimentados en una buena gestión financiera de recursos, ejecutando gastos operativos y administrativos en forma adecuada y cumpliendo con todas las obligaciones financieras y fiscales”, puntualiza GTB. También informa que por segundo año consecutivo, se hará efectiva la distribución de dividendos entre los accionistas. Uno de los objetivos de gestión proyecta que GTB logre una rentabilidad sobre patrimonio de 15% aproximadamente para la gestión 2015, mostrando una sólida situación empresarial. Asimismo, se tiene el desafío de integración y mejora de sinergias con YPFB Transierra, otra filial transportadora de hidrocarburos de YPFB, para optimizar las operaciones de transporte que permita incrementar los niveles de confiabilidad y disponibilidad de todo el sistema. ▲

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Petróleo & GAS

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Fotos: Total

La planta de Incahuasi procesará 6.5 MMmcd de gas en una primera fase.

┣ La zona donde la operadora francesa realizó el hallazgo fortuito de restos óseos será declarada Patrimonio Cultural - Sitio Sagrado. Se realizó estudios de factibilidad técnica y de seguridad para la modificación del diseño de la planta.

TEXTO: redacción central

ras una asamblea llevada a cabo en la ciudad de Camiri, la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG), el Ministerio de Culturas y Turismo y la empresa Total E&P Bolivie firmaron un acuerdo que viabiliza la reinhumación de los restos óseos encontrados fortuitamente durante la construcción de la planta Incahuasi, el cambio de ubicación de la tea de quema de gas que iba a ser emplazada en el lugar del hallazgo y la declaratoria de esta área como Patrimonio Cultural – Sitio sagrado de la Nación Guaraní y de Bolivia. De acuerdo a un comunicado de la compañía de origen francés, el planteamiento de reingeniería técnica de la planta Incahuasi, que implica el traslado de la tea de quema de gas, fue puesto en consulta a la asamblea por el viceministro de Interculturalidad, Ignacio Soquere Tomichá, siendo la misma aceptada. Cabe señalar que técnicos de Total realizaron los estudios de factibilidad técnica y de seguridad para la modificación del diseño de la planta, en particular para trasladar la ubicación de la tea de quema de gas. “La nueva ubicación de la tea será definida tras una prospección y de manera concertada con el pueblo guaraní”, señala el comunicado.

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Incahuasi. Acuerdo alcanzado entre Total, APG y el Gobierno nacional

Reubicarán tea de gas para preservar restos arqueológicos guaraníes diálogo participativo En el acta de acuerdo de la asamblea firmada el 7 de julio, se “destaca la participación positiva, diálogo abierto y la predisposición de manera conjunta para viabilizar la demanda de la nación guaraní en pro del patrimonio cultural y el desarrollo del país”, en el marco del “respeto a los derechos de los pueblos indígenas”. Al respecto, Loïc Laurandel, gerente general de Total E&P Bolivie, señaló que el acuerdo se enmarca en los principios y valores del Grupo Total que establecen el respeto a los derechos de los pueblos indígenas. “Es un principio que rige todas nuestras actividades alrededor del mundo”, acotó. La asamblea contó con la participación del Ministerio de Culturas y Turismo, a través de Ignacio Soquere Tomichá, viceministro de Interculturalidad, Marcos Michel, director general de Patrimonio Cultural y José Luis Paz, jefe de la Unidad de Arqueología, además de ejecutivos Total E&P Bolivie, autoridades de la Asamblea del Pueblo Guaraní APG Nacional, presidida por Domingo Julián, los consejos de capitanes guaraníes de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija y la comunidad de Caraparicito.

Hubo buena predisposición tanto de los ejecutivos de Total como de representantes de la APG.

Datos

• El campo Incahuasi está ubicado a 250 kilómetros al suroeste de la ciudad capital del departamento de Santa Cruz. • Conjuntamente el campo Aquío, se prevé una producción de 6.5 MMmcd de gas a partir del primer semestre del 2016 y alrededor de 13 MMmcd en el 2019.

También, se tuvo la presencia de un representante del Alto Comisionado de Naciones Unidas para los Derechos Humanos en Bolivia. Antecedentes El 23 de julio del 2014, al remover la capa superficial del terreno alrededor del área dónde se preveía construir la tea de la planta de

tratamiento de gas Incahuasi, quedaron al descubierto restos óseos, piezas cerámicas y otros objetos. Al momento de hacer este hallazgo fortuito, y siguiendo la normativa para estos casos, Total indicó que inmediatamente precintó el área y solicitó el apoyo especializado de arqueólogos de la empresa Scientia Consultoría SRL para una evaluación. Asimismo se hicieron las diligencias para comunicar el hallazgo al Ministerio de Culturas y Turismo, que tiene tuición sobre este tema, al Municipio de Lagunillas y a las autoridades de la Capitanía Alto Parapetí. El 18 de junio de 2015, a solicitud de la APG, Total E&P Bolivie presentó ante esta instancia toda la documentación que respalda el manejo científico y de acuerdo a normativa del hallazgo arqueológico fortuito. En cuanto a la inquietud sobre el destino final de los restos óseos, Total E&P Bolivie manifestó su predisposición a buscar la mejor solución en coordinación con el Ministerio de Culturas y Turismo. De esta manera el pasado 3 de julio, la compañía petrolera presentó la propuesta técnica que ha sido objeto del acuerdo alcanzado. ▲

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Fotos: YPFB

El presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Morales Ayma, destacó los trabajos que realiza YPFB en exploración hidrocarburífera.

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Proyecto. Será ejecutado por YPFB Andina

Invertirán $us 40 millones en sísmica 2D en Sararenda Los trabajos concluirán en marzo del 2016 para luego continuar con las labores de exploración de esta área, que tiene un potencial de 0,8 TCF de gas natural. La adquisición sísmica se realizará en 460 kilómetros.

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YPFB participó del aniversario de Camiri

TEXTO: redacción central

l presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales, dio inicio al proyecto de adquisición Sísmica 2D que se ejecutará en la serranía Sararenda, prospecto en el que se invertirá $us 40 millones. “Acá se invertirán $us 40 millones en este estudio sísmico que tiene que concluirse en 218 días. Vendrá después la interpretación y luego la exploración y explotación correspondiente a cargo de YPFB Andina, una empresa nacionalizada”, sostuvo Morales durante el acto de inicio de esta actividad exploratoria en el campamento de YPFB Andina. Según Guillermo Achá, presidente de YPFB, el proyecto tiene planificado adquirir 460 kilómetros con 13 líneas sísmicas para obtener datos del subsuelo. De

La otrora capital petrolera del país estuvo de fiesta el 12 de julio.

▶ Ejecutivos de YPFB, a la cabeza de su presidente Guillermo Achá, participaron del desfile cívico e institucional como reconocimiento al octagésimo aniversario de la fundación de Camiri, otrora capital petrolera de Bolivia. Camiri nació producto del descubrimiento de grandes riquezas petroleras en la serranía del Sararenda. Un 12 de julio de 1935 el entonces presidente de la República, José Luis Tejada, expropió

esta manera se enriquecerá los estudios técnicos, reduciendo el riesgo de las actividades futuras

300 hectáreas de terreno privado, en donde se comenzó a diseñar la urbanización de lo que hoy es el área urbana de esta ciudad. De acuerdo al libro “Camiri un pueblo petrolero” de Rubén Sandi Bernal, en 1920 llegó la compañía estadounidense Standard Oil para hacer estudios de geología y perforar el primer pozo entre marzo de 1926 y agosto 1927, descubriendo petróleo en la serranía de Sararenda.

de perforación. La sísmica 2D en Sararenda que será ejecutada a través de

YPFB Andina, está incluida en el Plan de Exploración de YPFB Corporación 2015-2019.

Sararenda se encuentra dentro de las áreas de exploración Carohuaicho 8D, y las áreas de explotación Camiri y Guairuy, ubicadas en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. De acuerdo a YPFB, los datos adquiridos con esta sísmica 2D serán procesados e interpretados con las últimas tecnologías disponibles, de manera de facilitar el delineado de estructuras presentes en el subsuelo. Asimismo se propondrán nuevas localizaciones de pozos a profundidades del orden de los 6 mil metros en los que se esperan descubrir cerca de 0,8 TCF (Trillones de Pies Cúbicos, por sus siglas en inglés) de gas natural. “Con la ejecución de este proyecto, YPFB reafirma el compromiso con el país de seguir en la búsqueda de más reservas de hidrocarburos y de la misma forma consolida el interés de devolver a Camiri las operaciones petroleras”, expresó Achá. El proyecto contempla contratar aproximadamente a unas 1.100 personas, lo que beneficiará directamente a la mano de obra de las comunidades originarias aledañas como Kaami, Alto Parapetí y Ñembuite y a los municipios de Camiri, Cuevo, Lagunillas, Charagua y Boyuibe de la provincia Cordillera de Santa Cruz. ▲

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Pozo lqc-x1. se espera concluir el mismo el 15 de noviembre

Perforación en Lliquimuni ingresa a la formación de mayor interés ┣ Se avanza sin contratiempos hacia los niveles Tomachi y Retama en los que se espera encontrar reservas de hidrocarburos. La profundidad final estimada del pozo es de 3.897 metros. Actualmente se encuentra a 2.453 metros.

Cifras

2.453

metros

MM/$us

avance. Es la profundida alcanzada en LQC-X1 hasta la fecha en la formación Copacabana, tras haber atravesado Quendeque y Bala.

previsión. Es el presupuesto asignado para la perforación del pozo en Lliquimuni, aunque se estima que se incremente.

Esta la planchada donde se ubica la plataforma de perforación en Lliqumuni, que está a cargo de la empresa con

TEXTO: Edén García S.

a perforación en el pozo exploratorio LQC-X1 en el bloque Lliquimuni ingresa a su fase más importante y decisiva, puesto que se espera en poco tiempo llegar a la formación Tomachi y Retama, las estructuras más importantes y de mayor interés en los que se presume la existencia de hidrocarburos. En esta línea el gerente general de YPFB Petroandina SAM, Fernando Salazar, explicó a Reporte Energía que la profundidad final estimada del pozo es de 3.897 metros y que actualmente se encuentra a 2.453 metros en la formación Copacabana, tras haber atravesado los niveles Quendeque y Bala. Asimismo, debido a la gran complejidad de las estructuras de este bloque, los costos de perforación del pozo LQC-X1 se incrementaron entre 9 y 10 millones de dólares adicionales a lo previsto, puesto que se tienen que reemplazar trépanos que se destruyeron por la dureza del subsuelo. El presupuesto para la perforación de este pozo, incluyendo facilidades, alcanza a $us 80 millones. Existe optimismo en YPFB Petroandina SAM por el avance de la perforación, y aunque se han encontrado hidrocarburos en volúmenes pequeños la esperanza

Imagen satelital de ubicación del pozo LQC-X1.

está en las formaciones a las que están por ingresar en las que se espera encontrar importantes reservas, aunque existe cautela puesto que se trata de una zona considerada como No Tradicional. La perforación se inició el 30 diciembre del 2014 y se estima que concluya el 15 de noviembre próximo, incluyendo las pruebas de evaluación. Actualmente en la perforación del pozo exploratorio están prestando sus servicios 25 empresas contratistas las cuales generan cerca de 600 fuentes de trabajo directas, 30% de las cuales corresponden a trabajadores de la zona. En esta fase de exploración también se ejecutan inversiones sociales a favor de las comunidades del área de influencia que alcanza un valor de $us 240.000.

Lluvias retrasaron labores Para la perforación del pozo exploratorio LQC-X1 se tuvo que construir un camino de acceso de 9,8 kilómetros y 3 planchadas (acopio, campamento y perforación). Además mediante un convenio interinstitucional entre Petroandina SAM y a la Gobernación del Departamento de La Paz, entre los meses de agosto a diciembre de 2014 se realizaron trabajos de rehabilitación de la ruta Bella Vista – Suapi – Sararia, puesto todos caminos y vías de acceso a la zona estaban en condiciones “desastrosas”, En este sentido Salazar remarcó que por efecto de las lluvias extraordinarias acaecidas en el país desde finales del año 2013 y en los primeros meses de 2014, se tuvo que realizar una paralización tem-

Levantamiento de datos sísmicos Lliquimuni 08G-2D

poral de todas las actividades entre febrero y junio de 2014. El 29 de septiembre de 2014, se inició la movilización del equipo de perforación de 2000HP desde Santa Cruz hacia el área definida para la perforación del pozo LQCX1, que está a cargo de la empresa de servicio Sinopec. A su vez los registros eléctricos fueron realizados por la compañía Schlumberger. Por problemas relacionados al mal tiempo reinante en la zona

de perforación la mudanza se realizó en dos etapas: la primera hasta inmediaciones del municipio de Sapecho y la segunda hasta la ubicación de la planchada de perforación. Posteriormente se montó el equipo, quedando operativo el 28 de diciembre de 2014. En 2007 se creó YPFB-Petroandina SAM, una sociedad mixta entre YPFB (60%) y PDVSA (40%), a la cual se le asignó el área de Lliquimuni en contrato de exploración. ▲

petróleo & gas

Fotos: YPFB Petroandina SAM

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Sísmica

En febrero de 2009 se inició el Proyecto Adquisición de Datos Sísmicos en el Bloque Lliquimuni 08G-2D, con el levantamiento de 22 líneas sísmicas en 6.750 km2. La contratista fue Geofísica Geokinetics Bolivia SRL. Los datos fueron procesados por la empresa Paradigm Geophysical S.A., en el 2010, en ambientes propios del centro de procesamiento de YPFB Petroandina.

Pozos perforados

En 1984 la compañía multinacional Shell adquirió 72 km en 3 líneas sísmicas de baja calidad, a lo largo de estructuras geológicas de interés (Lliquimuni y Tacuaral). Posteriormente YPFB perforó los pozos exploratorios Lliquimuni X1 (1991), Tacuaral X1D (1994), y Tacuaral X2 (1997). Estos pozos perforados fueron declarados secos.

Las constantes lluvias y desborde de ríos destruyeron defensivos y caminos al pozo LQC -X1.

ntratista china Sinopec.

Otros estudios

aerogravimetría, aeromagnética y geología de superficie. Paralelamente para el Subandino norte se realizó la adquisición de Datos Aerogravimétricos y Aeromagnéticos, desde 2009 hasta 2010, con un total de 44.000 Km, a cargo de Airborne Petroleum Geophysics. Desde 2010 hasta 2012, se contrató a XR Geomap para realizar el Levantamiento de Geología de Superficie, que cubrió 1750 Km de adquisición de datos geológicos. interpretación geológica estructural. Con todos los datos adquiridos de sísmica, aeromagnetometría y arerogravimetría, geología de superficie, datos de los pozos cercanos (LQM-X1, TCR-X1, TCR-X2 y BYA-X1), se realizó la interpretación geológico-estructural, integrando datos de todos los estudios, dando como resultado la ubicación de una estructura con potencial, para la cual se puso un punto para la perforación del pozo Lliquimuni Centro X1.

La Gobernación de La Paz e YPFB Petroandina rehabilitaron la ruta: Bella Vista – Suapi – Sararia.

De los cerca de 600 trabajadores en la obra, el 30% corresponde a mano de obra local.

La compañía Schlumberger estuvo a cargo de los registros eléctricos Fase II.

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PLANIFICACión. regiones productoras de hidrocarburos

Gobernación de Tarija pionera en industrialización con YPFB Foto: Archivo / RE

La incursión en el área de industrialización ha sido planteada por las Gobernaciones de Chuquisaca y Cochabamba; pero Tarija firmará un convenio este año entre YPFB y la autoridad del sector, amparado en el Art. 300 de la CPE. ┣

TEXTO: lizzett vargas o.

a Gobernación de Tarija será la primera entre los departamentos productores de hidrocarburos en firmar convenio con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, con el objetivo de entrar como sociedad en proyectos de industrialización, y de esa manera generar valor agregado a su materia prima. Al respecto Erick Vásquez, secretario de Hidrocarburos, Energía y Minería, anunció a Reporte Energía, que para esta gestión se tiene planificado concretar este convenio amparado en el artículo 300 de la Constitución Política del Estado (CPE). “Dentro de las prioridades que tenemos como Secretaría es la de asociarnos en proyectos de industrialización con el objeto de que el departamento no dependa solo de la exportación de materia prima, sino también de la transformación con valor agregado a través de la industrialización”, recalcó. En esa misma línea, la Gobernación de Cochabamba a través de su Dirección de Hidrocarburos, Desarrollo Industrial y Microempresa, también pretende participar en la implementación del proyecto de fertilizantes NPK y otros proyectos importantes en la cadena hidrocarburífera. “La ley de empresas públicas faculta a las Gobernaciones a ser partícipes de empresas y de la industrialización de nuestros hidrocarburos”, explicó la autoridad de esta Dirección, Oscar Roberto Covarrubias. De la misma manera, para

El megacampo Magarita uno de los principales productores de gas en Bolivia, se encuentra ubicado en el departamento de Tarija.

Representantes de las 4 Secretarías departamentales productoras de hidrocarburos Felipe Molina

Oscar Covarrubias

Strio de Chuquisaca

Director de Cochabamba

Erick Vásquez Strio de Tarija

Herlan Solíz

Strio de Santa Cruz

"Urge precisar los ingresos por regalías"

"Fortaleceremos el control de hidrocarburos"

"Llegaremos con gas a las zonas más alejadas"

"Al tanto de la planificación de las operadoras"

Los planes de trabajo para esta gestión tienen como componente central la gestión de estudios de campos compartidos para precisar los ingresos departamentales por regalía hidrocarburíferas, especÍficamente en el campo Incahuasi, entre los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz. De igual forma se impulsará el estudio de cálculo actualizado del factor de distribución del campo compartido Margarita Huacaya.

Se prevé implementar el Programa de fortalecimiento al control y monitoreo hidrocarburífero de Cochabamba, con el objeto de efectivizar nuestra fiscalización. Para el próximo mes se tiene prevista la firma de convenio para la Integración de sala de monitoreo de hidrocarburos a través del sistema SCADA entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el Gobierno Autónomo Departamental de Cochabamba (GADC).

Para el presente año se prevé iniciar los estudios a nivel de prefactibilidad en el diseño de redes primarias y puentes de regulación de gas, a objeto de llegar a las zonas más alejadas del departamento. Se prevé hacer también un seguimiento exhaustivo a la producción hidrocarburífera mediante la sala de control y verificación en campo, para lo cual se prevé hacer visitas continuas a los mega campos San Alberto, Sábalo y Margarita.

La principal labor es la fiscalización de los campos petroleros y gasíferos que tiene el departamento, el año pasado por ejemplo se realizó la visita a los 36 campos petroleros. Además el monitoreo en las dos refinerías y siete gasoductos principales de la región. La Gobernación mantiene conversaciones frecuentes con las operadoras, conocemos su planificación de proyectos de exploración y explotación. Nos interesa coadyuvar con esta labor.

Chuquisaca “es un anhelo la implementación de industrias que utilicen el potencial de recursos hidrocarburíferos y un mediano plazo lo concretaremos, con el fin de impulsar el desarrollo departamental”, indicó Felipe Molina, secretario de Hidrocarburos de la Gobernación de este de-

Ley 3058 y D.S. 28222

artículo 314. Faculta a las Gobernaciones ser partícipes de empresas de la industrialización de los hidrocarburos. artículo 300. El control y seguimiento de su cadena productiva.

partamento. En este sentido, Chuquisaca se encuentran socializando algunos proyectos que permitirán la generación de industrias, como la implementación de una Planta de Producción de Metanol y una Planta de Producción de polímeros sintéticos.

Entre tanto, extraoficialmente se conoce que la Secretaría de Hidrocarburos, Energías y Minas del departamento de Santa Cruz, tiene la intención de participar en otras áreas de la cadena hidrocarburífera para el desarrollo de su región, pero todavía no han formalizado su solicitud. ▲

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Propuesta. Para masificar el consumo en el mercado interno

Ven beneficios en asociación de YPFB con gobernaciones Foto: Archivo Reporte Energía

┣ Proyectos relacionados a la distribución, comercialización e industrialización de gas están contemplados en la Constitución Política del Estado (CPE). La Gobernación de Santa Cruz muestra interés, aunque prefiere no adelantar nada.

TEXTO: Edén García S.

Para este año YPFB prevé la instalación de 80 mil nuevas conexiones de gas domiciliario.

boliviateamo.blogspot

l uso del gas natural para generar desarrollo en los departamentos, a través de asociaciones entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y las gobernaciones brindaría importantes beneficios a la población, según analistas consultados por Reporte Energía. Estos proyectos conjuntos pueden coadyuvar en la masificación del uso de este recurso en gas domiciliario, industrialización y lograr mayor alcance en las provincias. De acuerdo al artículo 300 de la Constitución Política del Estado, las gobernaciones pueden “participar en empresas de industrialización, distribución y comercialización de hidrocarburos en el territorio departamental en asociación con las entidades nacionales del sector”. En este sentido, José Padilla, analista energético y ex director de Hidrocarburos y Minería del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, ve muy positiva la posibilidad de una asociación de la estatal petrolera con la gobernación de este departamento. Indicó que no solamente significaría un incremento en las conexiones de gas domiciliario, sino que se podría aprovechar para la conformación de pequeños parques industriales para las Pymes (pequeñas y medianas empresas), a los cuales se les dotaría de gas y energía. “La Gobernación debe participar en asociación con YPFB, para generar este tipo de apoyo logístico e inversiones a pequeñas, medianas o grandes empresas”, señaló al momento de añadir que situaciones como las que experi-

Sugieren la creación de pequeños parques industriales para que las Pymes se beneficien del recurso gasífero.

mentó la fábrica de cemento Itacamba de no expandirse por falta de un contrato de provisión de gas, no deben repetirse. Se intentó conocer los planes de la Gobernación de Santa Cruz al respecto, pero desde la Secretaría de Hidrocarburos, Energía y Minas señalaron que de momento no pueden comunicar nada al respecto, ya que están en etapa de negociaciones sobre este tema con entidades nacionales del sector hidrocarburos.

Cifra

61.34 MMmcd

Bolivia. Es la producción de gas natural promedio registrada en el año 2014, mientras que de líquidos fue 63.11 MBPD.

Padilla por su parte confirmó que esta temática se ha analizado por varios años en la Gobernación

y que de concretarse beneficiaría no solamente a la ciudad capital, sino a las provincias, las cuales requieren del energético para generar desarrollo. “Se debe hacer una planificación en función de la potencialidad que tiene cada provincia, si necesita gas o energía, y en base a ellos ejecutar proyectos de manera conjunta con YPFB”, apuntó. Por su parte, Boris Gómez, analista energético, indicó que la idea de asociar a las gobernaciones,

con entidades del Estado central para proyectos gasíferos de valor agregado es importante y tiene su antecedente en Tarija, cuando el entonces prefecto Mario Cossío logró que se promulgara la Ley 3065, la cual habilitaba a la Prefectura (Gobernación) el inicio de acciones para atraer inversiones en exportación e industrialización del gas. En su criterio, es posible que las gobernaciones de departamentos productores de hidrocarburos (Tarija, Cochabamba, Chuquisaca y Santa Cruz) puedan tener hoy un rol activo en negocios de industrialización. Sin embargo, indicó que toda la participación de las gobernaciones e inclusive de municipios en procesos de industrialización, debe estar bajo norma de una nueva Ley de Hidrocarburos. “Toda iniciativa que incorpore a las regiones a proyectos de escala en industrialización de gas es bienvenido. Es importante que una parte de los presupuestos departamentales sea destinado a proyectos energéticos, de manera de tener una “masa crítica” financiera importante”, puntualizó. Cabe señalar que la Gobernación de Tarija ha sido la primera en lograr asociaciones con YPFB y la alcaldía de la ciudad capital de este departamento, para la instalación de gas domiciliario. Para ello se conformó la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas). ▲

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Iver von Borries A.

opinión

Socio / Partner Wayar & Von Borries, Abogados*

Ley 708 reconoce a instituciones jurídicas del arbitraje y conciliación Según el autor del presente artículo, no existe en la presente norma la posibilidad de que gobernaciones y alcaldías puedan pactar cláusula arbitral o compromisoria en sus contratos con privados.

a nueva Ley de Conciliación y Arbitraje No. 708, promulgada el 25 de junio de 2015 contó con el involucramiento de la Procuraduría General del Estado y el Ministerio de Justicia y fue socializada –entre otros- con la Confederación de Empresarios Privados de Bolivia, algunas de cuyas sugerencias fueron incluidas en el texto final. Esta norma denota el convencimiento del Estado de la necesidad imperiosa de contar con una norma moderna que reconozca a las instituciones jurídicas del arbitraje y la conciliación, como dos de los medios alternativos de solución de controversias más utilizados en el mundo entero. Como toda norma, contiene elementos positivos y otros perfec-

"OTRO ASPECTO POSITIVO ES LA AMPLIACIÓN DE PLAZOS. SE PREVÉ QUE UN ARBITRAJE DURE HASTA 270 DÍAS"

tibles. Comenzando con los primeros, corresponde indicar que esta nueva Ley incorpora a la Autoridad Nominadora de árbitros, cuando no haya acuerdo entre las partes y al Árbitro de Emergencia, el cual juega un rol preponderante a momento de la solicitud de medidas

E. mail@hillerelectric.com.bo www.hillerelectric.com.bo

precautorias; por otra parte prevé la posibilidad que las Empresas Públicas (esto es, las Empresas Estatales, las Empresas Estatales Mixtas, las Empresas Mixtas y las Empresas Estatales Intergubernamentales) reconocidas como tales en virtud a la Ley No. 466 -y entre las cuales se encuentra YPFB, sus afiliadas y subsidiarias- puedan recurrir a arbitraje en Bolivia, bajo Ley Boliviana y en todos los contratos que suscriban con privados. Otro aspecto que resulta positivo, es la ampliación de plazos, ya que la actual norma prevé que un arbitraje dure hasta 270 días hábiles, cuando su predecesora (hoy abrogada) establecía un máximo de 180 días calendario. En cuanto a las críticas que podemos hacer, corresponde se-

"ESTABLECE UN RÉGIMEN ESPECIAL QUE PERMITE EL ARBITRAJE PERO SOLO EN BOLIVIA Y BAJO LEY BOLIVIANA"

ñalar que en virtud de esta Ley extrañamos la posibilidad que las entidades del Estado en todos sus niveles (como ser Gobernaciones y Alcaldías) puedan pactar una cláusula arbitral o compromisoria en sus contratos con privados. De igual manera, aquellas empresas

del Estado (no consideradas como “Empresas Públicas” en virtud a la antes mencionada Ley No. 466) tampoco podrán recurrir a arbitrajes con particulares; tal es el caso de la Administradora Boliviana de Carreteras – ABC. Recordemos que hoy, la jurisdicción coactiva fiscal restringe al privado de asumir su defensa en igualdad de condiciones. Finalmente y en cuanto al arbitraje de inversiones, la Ley de Conciliación y Arbitraje establece un régimen especial que permite el arbitraje, pero solo en Bolivia y bajo ley boliviana como la aplicable al fondo de la controversia. ▲ *El autor es además árbitro en los Centros de Arbitraje de Cainco, CNC y CBHE, de cuyo Centro de Arbitraje es presidente.

Sencilla y robusta automatización de instalaciones de energía.

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cooperación. frutos del encuentro binacional

ANH firmó acuerdo con Perú para control de hidrocarburos Foto: ANH

El convenio entre las reguladoras de Bolivia y Perú permitirá facilidades necesarias para el personal comisionado que realiza tareas de fiscalización en ambos territorios. La ANH presentó en Brasil datos de producción y el estado de las reservas.

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TEXTO: lizzett vargas

a Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Bolivia y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) de Perú suscribieron un acuerdo interinstitucional en la población peruana de Puno, en ocasión de la reunión del primer gabinete binacional. En el encuentro binacional participó el director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, junto al equipo técnico y jurídico de la institución y Jesús Tamayo, presidente del Consejo Directivo de Osinergmin. En la oportunidad ambas autoridades acordaron cooperación mutua de las entidades de acuerdo a las atribuciones similares que cada una en sus respectivos países. El acuerdo firmado establece las bases que permitirán a las dos organismos desarrollar actividades de cooperación en materia de intercambio de información, conocimientos, iniciativas, apoyo técnico, procedimientos, trabajos de investigación, con base en los principios de reciprocidad, igualdad y mutuo beneficio, con la finalidad de contribuir en el mejoramiento de las labores de regulación, control, supervisión y fiscalización de hidrocarburos, tanto en Perú como en Bolivia. Uno de los puntos más destacados del acuerdo tiene que ver con la cooperación y coordinación de las autoridades a fin de que se otorguen facilidades necesarias para la obtención de las autorizaciones para el ingreso, permanencia y salida del personal comisionado, provenientes de las actividades de

Bases del convenio

• Intercambio de información, conocimientos, iniciativas, apoyo técnico, procedimientos y trabajos de investigación. • Bajo los principios de reciprocidad, igualdad y mutuo beneficio. • Contribuir en el mejoramiento de las labores de regulación, control, supervisión y fiscalización de hidrocarburos, tanto en Perú como en Bolivia. • Facilidades necesarias para la obtención de las autorizaciones para el ingreso, permanencia y salida del personal comisionado, que provengan de las actividades de asistencia y cooperación tanto en territorio boliviano como peruano, de acuerdo a las leyes de permanencia del país receptor.

El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, hizo conocer el sistema de reclamaciones y consultas que brinda la entidad al público en general.

Instalan laboratorios móviles para analizar líquidos ▶ Con el objetivo de mejorar e incrementar el control de especificaciones de calidad de carburantes líquidos y lubricantes, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) adquirió tres laboratorios móviles, que garantizarán a los usuarios y consumidores contar con productos en condiciones de calidad, cumpliendo requisitos técnicos y de seguridad establecidos. Los tres laboratorios cubrirán los departamentos del país, para realizar análisis de calidad de los productos terminados, como gasolina especial, diésel oil, gasolina premium, jet fuel, kerosene, gasolina de aviación grado 100, hidrocarbu-

asistencia y cooperación tanto en territorio boliviano como peruano, de acuerdo a las leyes de permanencia del país receptor. Las reuniones entre técnicos de Bolivia y Perú se desarrollaron en Puno bajo cuatro ejes temáticos: medioambiente y recursos hídricos transfronterizos; seguridad y defensa; desarrollo económico, asuntos sociales y fortalecimiento institucional; infraestructura para la integración y el desarrollo (dentro del cual está el tema del tren bioceánico).

ros y derivados, además de lubricantes. "El control de la calidad se realizará a operadores de refinerías, plantas terminales de almacenaje de combustibles líquidos y estaciones de servicio de combustibles líquidos”, anotó Gary Medrano. El director ejecutivo explicó que con los laboratorios móviles de propiedad de la ANH se incrementará la toma de muestras y control de la calidad de hidrocarburos, respecto a las gestiones pasadas, en un 200%. Hasta ahora se realizaban un promedio de 200 muestras y análisis mensuales en laboratorios privados.

La ANH trabajo en la temática de seguridad y defensa. participación en brasil Por otro lado, el director técnico de la ANH, Northon Tórrez, participó como expositor en la duodécima edición del Seminario Gas Summit Latin America, que se desarrolló en Río de Janeiro, Brasil, donde explicó que Bolivia cuenta con reservas de gas natural. Con estas reservas, explicó Tórrez, se garantiza la provisión

del mercado interno así como las exportaciones; sin embargo, además de contar con las reservas probadas, siguen ocurriendo nuevos descubrimientos como es el caso del nuevo reservorio en el campo Margarita-Huacaya, cuyo descubrimiento fue confirmado a inicios de mayo. A su turno el director de la ANH explicó que en el contexto de la explotación para el logro de resultados, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) -a través de los contra-

tos de operación - ha orientado las inversiones y actividades al suministro de hidrocarburos al mercado interno y al cumplimiento de los compromisos contraídos con los mercados de exportación de Brasil y Argentina. La producción de gas natural entre 2006 y 2014 se incrementó de 35,72 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) a 60,15 MMmcd. Con esa producción, Bolivia reafirma su vocación exportadora de gas natural en el país y el crecimiento sostenible a partir de la nacionalización de los hidrocarburos. La producción permitió el cumplimiento de las ventas a Brasil y Argentina, de las cuales el Estado obtuvo una renta petrolera de 27.749 millones de dólares desde 2006. La representación boliviana presentó también los datos de producción y el estado de las reservas hidrocarburíferas, además de las perspectivas de nuevas inversiones en exploración y producción, con lo que se garantizará el suministro a mediano y largo plazo. Por su parte Argentina se refirió a su nueva ley de hidrocarburos, mientras que Perú mencionó la privatización de la producción y ampliación de la red de transporte y el desarrollo del gasoducto en el sur de ese país. ▲

Del 16 al 31 de Julio de 2015

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Luis Javier Bacarreza

entrevista

General Manager - Wells Shell Australia Pty Ltd.

Boliviano lidera importante proyecto gasífero en Australia entrevista: miguel zabala y franco garcía

lcanzar el éxito fuera del país siendo uno de los principales gerentes de Shell, una de las compañías más importantes del mundo en el sector petrolero, puede parecer una quimera para un boliviano, pero para Luis Javier Bacarreza, se trata de un sueño hecho realidad. Y no es para menos, puesto que este paceño, graduado como ingeniero petrolero en la Universidad de Cuyo en Argentina, ha demostrado que se puede destacar profesionalmente en el exterior en un área altamente tecnificada y competitiva. Actualmente se desempeña como gerente general de perforación de pozos de Shell en Australia, y tiene a su cargo un equipo de 50 ingenieros en el área offshore (mar adentro) y onshore (en la costa). De esta forma tiene bajo su mando a supervisores, ingenieros, un equipo de diseño y otro de ejecución, además de alrededor de 700 empleados indirectos, a través de las empresas de servicio, marina y helicópteros, cuyos trabajos se coordinan desde el área de construcción de pozos. Este profesional tuvo la oportunidad de trabajar en los inicios de su carrera en Schlumberger en Medio Oriente y el Mar del Norte. Asimismo trabajó en Bolivia en Maxus entre 1995- 1998, descubriendo las reservas gasíferas de Margarita, puesto que como gerente de perforación de esa compañía operadora, estuvo a cargo de los pzos 1,2 y 3 de este Megacampo.

Bacarreza recuerda asimismo con nostalgia su fugaz paso por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, trabajando en los campos de Santa Cruz y en lo que se denominaba Distrito Sur en Camiri. Posteriormente hizo una maestría en Administración de Negocios en en la Escuela de Negocios de Henley y un diplomado en Administracion de Recursos Petroleros en la escuela de Estudios Petroleros de Oxford, y al egresar ingresó a la multinacional Shell, empresa en la que trabaja hace 20 años. Su labor profesional le ha permitido estar a cargo de diferentes proyectos de Shell en Noruega, Brunéi, Brasil, Venezuela, Australia, EEUU, Suiza y Francia. Actualmente vive en Perth una ciudad al oeste de Australia, donde está a cargo de un proyecto gasífero muy importante que se llama Prelude. Reporte Energía, conversó con este especialista en perforación de pozos para conocer el trabajo que desarrolla y las posibilidades de asesorar a futuro al sector petrolero boliviano con la experiencia obtenida. ¿En qué consiste el proyecto en el que está trabajando ahora? Prelude es un proyecto que se sanciona el 2011. Desde el 2005 Shell decide integrar el gas a su estrategia de negocios. Hay una tendencia para que la compañía se vuelva más gasífera que petrolera. Entonces comienzan a buscar muchos campos de gas y se logran grandes éxitos abriendo además la llave a la tecnología en los campos marginales de gas. Normalmente un campo de gas está en el mar y se bombea el

Foto: Shell

Esta es la historia de éxito de un profesional que pasó por Medio Oriente, el Mar del Norte, pasó por YPFB y logró convertirse en un importante gerente de perforación de Shell. Radica en Perth y desde allí conversó con Reporte Energía.

Luis Javier Bacarreza, el ingeniero boliviano que destaca en la multinacional Shell.

"TÍPICAMENTE UN POZO QUE SE PERFORA EN EL SUBANDINO SUR DURA UN AÑO. ESO SE PUEDE OPTIMIZAR BASTANTE CON TECNOLOGÍA ADECUADA. SE REQUIERE UN ESTUDIO SERIO" fluido hacia la costa y es allá donde están las plantas criogénicas que congelan y lo colocan en los barcos metaneros que son los que descargan el gas. En cambio lo que hace el proyecto Prelude es generar una planta criogénica flotante en el mar. Se trata de un proyecto totalmente

innovador porque minimiza el impacto ambiental y no hay necesidad de hacer cañerías para transportar el gas, viabilizando además la producción de campos pequeños en alta mar que de otro modo no serían rentables. Entonces el proyecto es de punta, tiene mucho desarrollo tecnológico, tanto en la parte de planta como marina. El barco Prelude, es la estructura flotante más grande del planeta, puesto que tiene alrededor de 500 metros de largo y 80 metros de ancho. Es muy grande y está anclado a 200 millas náuticas de la costa oeste de Australia o va a estar anclado allá. Se trata de una zona donde tradicionalmente aparecen muchos ciclones. Por esta razón se hicieron muchos estudios para construir una estructura que resista los ciclones. Es un barco que tiene una torre y gira en torno a la corriente marina. Están conectados al barco inicialmente 8 pozos gasíferos de alto caudal.

¿Cuál es su participación dentro del barco? Mi trabajo consiste en construir los ocho pozos que van a alimentar al barco, localizados a 250 metros de profundidad del agua y llegan hasta 5500 metros en el fondo del mar. Se trata de pozos horizontales o de alto ángulo que están generando caudales importantes. El barco procesa 700 millones de pies cúbicos día, mientras que uno de nuestros pozos produce de 200 a 250 millones de pies cúbicos por día. Nosotros construimos el pozo de tal modo que la tubería de producción sea de siete pulgadas, es decir, se trata de pozos de alto caudal. ¿Qué tecnología o hidráulica están usando para llegar a esas profundidades? Tenemos un equipo de quinta generación, perteneciente a un contratista internacional. La característica del equipo es que está muy anclado a la tierra, al tratarse de una zona ciclónica. Tiene 12 líneas de anclaje pero puede llegar a 16 de tal modo que cuando estemos en un ciclón no se requiera mover al equipo sino a los trabajadores en helicóptero. ¿Cómo es su rutina técnica? El trabajo es muy grato. Además de dirigir las operaciones debo coordinar con entidades reguladoras, a las que se les tiene que presentar planes y proyectos de manejos de pozos de operación. ¿Qué potencial tiene este campo gasífero? Está construido para trabajar alrededor de 25 años. Hay campos

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Foto: Shell

"LA CONSTRUCCIÓN DE POZOS EN EL PROYECTO PRELUDE SE ACABARÁ A FINES DE ESTE AÑO O COMIENZOS DEL PRÓXIMO, POR LO QUE ENTREGAMOS LOS ACTIVOS A PRODUCCIÓN. LUEGO HABRÁ NUEVOS VIAJES"

cercanos que se los va a canalizar más tarde. Estamos hablando de 3 TCFs de reservas. ¿Cómo ve el horizonte de su trabajo en este proyecto? El futuro es muy interesante.El proyecto está en fase final, puesto que la parte de perforación de pozos se acabará a fines de este año o comienzos del próximo, por lo que entregamos los activos a la parte de producción y luego vendrá una nueva etapa de viajes o quizás otro proyecto. Me gustaría estar a cargo de otro proyecto de gas porque es muy interesante. Se trata de una energía limpia que puede ser transportada como líquido en base a LNG y hace la diferencia en cuanto a generación y limpieza. ¿Cómo se ve Bolivia desde allá? Se ve muy interesante. Me informo diariamente mediante radio

Plataforma de perforación del proyecto Prelude en Australia que explotará gas costa afuera.

y prensa escrita. La comunidad boliviana en Perth es pequeña pero muy acogedora. Somos unas 8 a 9 familias, compuesta de gente que trabaja mayormente en minería. ¿Considera radicar definitivamente en Bolivia? Visito Bolivia dos veces al año. Tengo una casa en Santa Cruz y siempre tengo contactos con la

industria. Me gustaría radicar en el país. No se si trabajaría en mi disciplina, pero fundamentalmente quisiera trabajar enseñando en una escuela de secundaria, con chicos no privilegiados, en una escuela estatal. Me gusta la docencia y creo que al trabajar de profesor puedo devolver en parte a la vida que ha sido muy generosa conmigo.

Si tuviera la oportunidad ¿En qué área del sector petrolero asesoraría a Bolivia?. En el Subandino Sur, hay muchas posibilidades de optimizar la perforación. El uso de la tecnología es limitado por diferentes razones: el alto costo y el desconocimiento de algunas tecnologías. Típicamente un pozo que se perfora en el Subandino Sur, como cuando yo estaba ahí hasta hace poco dura un año. Eso se puede optimizar bastante con tecnología adecuada. No se hizo un estudio serio de características de perforación en los pozos del Subandino Sur. Se puede optimizar bastante. En base a su experiencia ¿Cuáles serían las claves para obtener logros profesionales a nivel internacional en el área de hidrocarburos? Primeramente tener una formación académica adecuada.

Desde que salí del colegio, mi nivel de bachillerato era igual a cualquier chico del mundo. He estudiado con chicos de Europa y mi rendimiento era excelente, por lo que subiendo el nivel de los estudiantes de secundaria en Bolivia se puede competir de igual a igual con ellos. Por eso quisiera trabajar en un colegio de niños no privilegiados, para aportar con mi granito de arena para que el nivel científico técnico se incremente. En segundo lugar el inglés abre muchas puertas. Tuve la fortuna de casarme con una dama inglesa y yo hablaba este idioma antes, pero eso me abrió muchas puertas de poder contactarme y trabajar. En tercer lugar no hay que tener miedo. Cuando se presenta oferta de trabajar en el Asia o en Medio Oriente hay que salir de la zona de confort y tomar el desafio. ▲

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EVENTO. Se realizará este año los días 19 y 20 de agosto

Congreso de la CBHE revisará retos de la próxima década Fotos: Archivo RE

┣ Las temáticas que serán abordadas son globalización energética, contexto mundial, proyectos en petróleo & gas, mercados, perspectivas nacionales y la participación de entidades gubernamentales con sus respectivas empresas.

TEXTO: redacción central

l Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2015, que se destaca como un escenario de análisis de la realidad energética e hidrocarburífera del ámbito nacional e internacional, en esta 8va versión hará énfasis en el análisis de los “Desafíos Energéticos de la Próxima Década ¿Crisis y Oportunidad?”, según un comunicado institucional. El evento, organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), se realizará este año, entre los días 19 y 20 de agosto, en los salones de eventos del Hotel Los Tajibos. Esta infraestructura recibirá a más de 500 participantes (entre altos ejecutivos de empresas del sector y autoridades gubernamentales vinculadas a la industria de los hidrocarburos y energía). Los asistentes participarán de cerca de 20 conferencias magistrales realizadas por altos ejecutivos de las más destacadas empresas del sector. El Congreso es una oportunidad única para actualizar los conocimientos sobre las últimas tendencias de la actividad hidrocarburífera y ampliar la red de contactos comerciales. A su vez conferencistas de primer nivel confirmaron su participación en este evento energético. Javier Díaz, director de consultoría y análisis de energía de Platts, Hamilton Moss, vicepresidente de Energía de CAF, Banco de Desarrollo de América Latina, Fredy Friedlander, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino y David Reinstein, especialista Senior en Petróleo y gas del Banco Mundial, son algunos de los destacados conferen-

La CBHE, organizadora de este Congreso, destaca el alto nivel de los disertantes y la gran convocatoria que tiene en el país.

Se espera una fuerte presencia de las entidades estatales, además del vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera.

cistas que estarán presentes en el congreso que organiza la CBHE junto con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Once disertantes arribarán desde el exterior del país y cuatro serán autoridades y altos ejecutivos de empresas y entidades estatales nacionales. Además de los mencionados, estarán presentes, Edmar Luiz Fagundes de Almeida, Director de investigación del Instituto de Economía de la Universidad Federal de Rio de Janeiro, Jaime

Brito, vicepresidente de Desarrollo de Negocios Estratégicos para América Latina - ARGUS Media, el ingeniero de proyectos, Angel Herbas de una de las mayores empresas de servicios en el mundo, Schlumberger, y Pablo Givogri de García Consultores de Argentina. A la lista se suma Carlos Enrique Cruz, consultor en geología, y Fredy Friedlander, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino. Asimismo, el Fracking y su impacto comercial y de re-

servas en el mundo, será uno de los temas a tratarse. Por parte de las empresas e instituciones estatales estarán Eduardo Paz, presidente de la Empresa Nacional de Electrificación (ENDE); Gary Medrano, director ejecutivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Energía (ANH); Guillermo Achá, presidente ejecutivo de YPFB y el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez. Los organizadores manifestaron que la información difundida

Presencia estatal

• Por parte de las empresas e instituciones estatales estarán Eduardo Paz, presidente de la Empresa Nacional de Electrificación (ENDE); Gary Medrano, director ejecutivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Energía (ANH); Guillermo Achá, presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

desde el Congreso Energético de la CBHE posibilitará a los asistentes ampliar su visión sobre el devenir de la industria hidrocarburífera y energética, datos que se tornan en una invaluable herramienta a la hora de tomar decisiones en el marco de la dinámica económica nacional e internacional en todos los sectores. Expo Bolivia Gas & Energía 2015 La Expo Bolivia Gas & Energía es la mayor feria especializada de la industria del petróleo y gas de Bolivia, puesto que cuenta con la participación de empresas del sector energético en general y tiene lugar en el marco del Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía que es organizado por la CBHE. Este año la feria espera recibir a más de 3.000 visitantes y apunta a superar la participación de las más de 70 empresas especializadas en la oferta de bienes y servicios que formaron parte de este evento en la pasada gestión. Visitan este muestra especializada desde estudiantes hasta altas autoridades del Estado, pasando por profesionales del rubro y ejecutivos de empresas del sector energético. La Feria Expo Bolivia Gas & Energía presenta año a año las últimas innovaciones tecnológicas al servicio de la industria y los servicios personalizados de empresas especializadas que operan y trabajan para el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en general. ▲

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especial energía

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Franklin Molina Ortiz

opinión

ex viceministro de Desarrollo Energético

Bolivia y las perspectivas en la integración energética regional El autor respasa los intentos para avanzar en la integración energética sudamericana mediante diferentes iniciativas. Considera que el país ha dado grandes pasos especialmente en el sector eléctrico y que tiene un futuro alentador.

Foto: 1.bp.blogspot.com

urante la última década, Latinoamérica ha experimentado un periodo de expansión de su economía y, pese a la caída de precios de las materias primas, minerales y petróleo, para 2015 se espera un crecimiento moderado, cercano al 3%, según CEPAL. Para que este crecimiento logre ser sostenible en la próxima década, la región deberá orientar una serie de acciones de orden estructural enfocado a mejorar las condiciones para generar una diversificación productiva. En este contexto, los desafíos que enfrentan los sistemas energéticos regionales adquieren una importancia relevante, dado que este crecimiento viene aparejado directamente de una provisión de energía que garantice el desarrollo y las metas de crecimiento, ligados también a mejorar la infraestructura de distribución, para la dotación del servicio eléctrico a poblaciones que no cuentan con el servicio; así como también, equilibrar la problemática y el papel que juegan en la emisiones de gases de efecto invernadero orientado a la mitigación de los impactos ambientales e incorporar tecnologías eficientes. Por otra parte, se evidencia en la región un mayor control de los Estados sobre los recursos energéticos, que conllevan el fortalecimiento de sus sistemas y profundizan en otros la gobernanza sobre los recursos naturales; esto último es una oportunidad y en gran medida puntos de partida para que los países avancen hacia una integración energética. La integración energética entendida como un proceso fundamentalmente político, destinado a complementar a los países a través de intercambios y/o suministro

de energía, se constituye en una oportunidad para avanzar hacia otros espacios de integración física, llámese mercados ampliados o de integración económica regional. Sin embargo, en la región, la integración energética de los países de América del Sur tuvo matices que reflejan una marcada heterogeneidad estructural; los intentos por avanzar hacia la integración, tuvo avances y retrocesos, como ser el proyecto del “Anillo Energético Sudamericano”, que analizó la posibilidad de cerrar un anillo gasífero entre Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay, Perú y Uruguay, el cual no se llegó a concretar. La Unasur, iniciativa reciente e importante en materia de integración, desde el 2006 ha avanzado en esta dirección y en este marco, se han creado importantes órganos en el ámbito energético, como

"ACTUALMENTE BOLIVIA SE UBICA EN EL PRIMER PUESTO EN EL RANKING DE PAÍSES EXPORTADORES DE GAS NATURAL EN SUDAMÉRICA" el Consejo Energético Suramericano, encargado del tratamiento y discusión del Tratado Energético Suramericano y de una agenda en materia de energía, sostenida en un Plan de Acción. Por otra parte, están otras iniciativas como Urupabol, Sinea, y

otras diversas instituciones como Aladi, CAN y sus órganos en materia energética, pero no es el objeto del presente artículo. En el marco de la integración energética en el Cono Sur, la situación del país ha tenido avances significativos en los últimos años. Actualmente Bolivia se ubica en el cuarto lugar en el ranking de países exportadores de energía a nivel Latinoamérica y ocupa el primer puesto en Sudamérica, como exportador de gas natural. Estos datos hacen referencia a la exportación de energía primaria (gas natural licuado), con destino a los países de Argentina y Brasil, enmarcados en mecanismos de integración bilateral, bajo la modalidad de contratos de suministros. El acuerdo de suministro de gas a la república Argentina, se firmó en 1972 y en 1999 concluyó de manera satisfactoria. Poste-

riormente se firma el 2004 otro acuerdo de suministro temporal y el 2006 se firma un contrato entre YPFB y Enarsa por 20 años más, llegando a un máximo de 26,6 MMmcd. A la fecha se han firmado adendas al contrato principal bajo compromiso y voluntad política de las partes de dar cumplimiento a este suministro de gas. El Acuerdo de suministro de Gas a Brasil firmado el 1999 que finalizará el 2019, ha sido un proceso largo y requirió compromiso, voluntad y riesgos asumidos por ambos países desde sus inicios. En consecuencia se desarrolló un mercado para el gas natural boliviano en el Brasil que ahora sin duda plantea un esquema de continuidad del suministro a largo plazo. Cabe indicar que Bolivia no contaba ese momento con las reservas suficientes de gas (1997 = 4,5 TCF en P1), pero ello no impidió que se firmará un contrato por 20 años y por volúmenes máximos de 30,08 millones de metros cúbicos día (MMmcd). En el campo de la integración eléctrica, la decisión acertada del presidente Morales de impulsar el potencial hidroeléctrico del país a través del desarrollo de megaproyectos de generación, con el objetivo de exportar energía hacia los países vecinos, y obtener beneficios de las ventas de excedentes, marca un hito en la historia de la explotación de los recursos naturales con valor agregado. En base a ello se han firmado importantes acuerdos entre Argentina, Paraguay y Perú en las últimas semanas. El 16 de junio de este año, el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, firmó un Memorándum de Entendimiento con el ministro de Planificación Fe-

especial energía

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Estos acuerdos e iniciativas tienen como objetivo convertir a Bolivia en el centro energético regional y desarrollar el potencial hidroeléctrico del país, estimado en una capacidad disponible de 49.800 megavatios de potencia.

deral, Inversión Pública y Servicios de Argentina, Julio De Vido, para el intercambio en energía eléctrica y el intercambio de gas natural entre ambos países; en lo que respecta al componente eléctrico, se prevé la construcción de una línea en 500 Kv desde Yaguacua (Bolivia) - Tartagal (Argentina). También se firmo con el Paraguay un importante acuerdo destinado a impulsar la iniciativa Urupabol y la compra venta de GLP entre las empresas estatales Petropar e YPFB. A su vez el compromiso de desarrollar estudios para apoyar la interconexión eléctrica entre ambos países en zonas fronterizas. Con el Perú se firmó acuerdos para distribución de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en las poblaciones situadas al sur de Perú, ade-

más, del abastecimiento de gas natural a través de la construcción de un gasoducto que abastezca al sur peruano. Asimismo, la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) Corporación realizará estudios para la construcción de línea de transmisión entre Bolivia y Perú. Estos acuerdos e iniciativas tienen como objetivo convertir al país en el centro energético regional y desarrollar el potencial hidroeléctrico del país, estimado en una capacidad disponible de 49.800 MW de potencia. De estos proyectos actualmente ya están en su fase de ejecución, Miguillas, Misicuni, San José y otros que están en estudios, como ser la cuenca del Río Madera, El Bala, Rositas, Miguillas, el complejo hidroeléctrico del Sur y otros.

"HAY CIERTA INFRAESTRUCTURA PARA INTEGRACIÓN, PERO SE TRABAN POR ASPECTOS GEOPOLÍTICOS, HISTÓRICOS Y FÍSICOS" Lo anotado, sugiere configurar una hoja de ruta integral de aprovechamiento hidroeléctrico, que incluya desde el desarrollo normativo y regulatorio (Nueva Ley de

Electricidad y sus reglamentación), la formación de un capital humano para llevar adelante la ejecución de estos proyectos estratégicos, desarrollo y fortalecimiento de capacidades en equipos técnicos de negociación, el manejo ambiental y socio ambiental, hasta el desarrollo técnico para superar las barreras de la dependencia tecnológica. No menor es el esfuerzo económico que requieren estos proyectos, con una inversión en los próximos años que superaría los $us 20.000 millones para su ejecución y concreción, precisamente por esta razón es importante el concurso y apoyo de la banca multilateral y países amigos. En esta línea es clave contar con socios que permitan generar una dinámica interna favoreciendo el desarrollo

económico y la industria energética nacional. Como conclusión puede señalarse que existe cierta infraestructura para integración en el Cono Sur, pero los aspectos geopolíticos, históricos y cuestiones físicas son barreras importantes. En tal sentido el estado Boliviano va por buen camino, con el desarrollo para los próximos años de importantes proyectos energéticos en materia de gas y electricidad; pero al mismo tiempo hay bastante por avanzar hacia una efectiva integración energética regional para que sea solidaria, complementaria y genere un desarrollo sostenible equilibrado con respeto por el medio ambiente para superar la pobreza y elevar la calidad de vida de los pueblos del sur. ▲

Petróleo & GAS

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Plan. Se prevé la perforación de 69 pozos de desarrollo

YPFB Andina y Total liderarán inv De acuerdo al Plan Estratégico Corporativo (PEC) 2015–2019 de YPFB, el monto destinado a este segmento alcanzará los $us 3.293 millones. Esto con el fin de contrarrestar la declinación en la producción.

Producción bruta y venta de gas natural

┣

70,00 60,00

MMmcd

50,00 40,00 30,00 20,00 10,00

TEXTO: Edén García S.

0,00

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Producción

40,24

41,75

42,01

36,76

41,72

45,07

51,11

58,28

61,52

Gas de venta

35,62

38,08

39,59

34,00

39,89

43,41

49,43

56,47

59,78

Fuente: PEC 2015-2019 de YPFB

Metas de producción de hidrocarburos 2015-2019

Indicador Línea Metas 2015 - 2019 Base 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Producción de gas natural MMmcd (P1+P2) 61,52 58,30 64,78 63,30 61,54 65,58 Producción de hidrocarburos líquidos BBLD (P1+P2) 63.380 61.806 62.974 61.016 57.478 59.012 Nº Pozos de Desarrollo 26 32 11 17 7 2 Índice de declinación PD - 9,9% 9,5% 12,9% 13,2% 16% Índice de declinación PD + PND - 0% 4,6% 4,5% 7,2% 11,5% Capacidad instalada (MM mcd) 91,8 91,8 98,3 98,3 98,3 104,8 % Capacidad Utilizada 67% 63% 66% 65% 63% 62% Fuente: PEC 2015-2019 de YPFB

Inversiones previstas en explotación de hidrocarburos 2015-2019

EMPRESA OPERADORAS TOTAL PETROBRAS REPSOL PESA PLUSPETROL BGB VINTAGE MATPETROL SUBSIDIARIAS YPFB ANDINA S.A. YPFB CHACO S.A. TOTAL GENERAL

2015 695,25 355,78 97,74 165,26 24,33 45,63 0,92 5,06 0,54 338,17 155,25 182,91 1.033,42

Monto en millones de dólares 2016 2017 2018 524,12 239,60 327,96 81,94 0,00 266,80 291,56 160,31 34,99 82,25 68,95 25,34 39,65 10,11 0,60 0,00 0,00 0,00 28,00 0,00 0,00 0,73 0,23 0,23 0,00 0,00 0,00 487,90 270,18 158,69 384,40 249,66 57,57 103,50 20,53 101,13 1.012,02 509,78 486,65

2019 181,65 69,06 49,99 61,60 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 69,85 52,29 17,56 251,51

Total 1.968,58 773,58 634,58 403,40 75,69 45,63 28,92 6,24 0,54 1.324,79 899,16 425,63 3.293,37

Fuente: PEC 2015-2019 de YPFB

urante los próximos cinco años YPFB Andina y Total E&P liderarán las inversiones destinadas a la explotación de gas y líquidos en Bolivia con $us 899,16 millones y $us 773,58 millones, respectivamente, según el Plan Estratégico Corporativo (PEC) 2015 – 2019 de YPFB Corporación. En total todas las compañías petroleras estatales y operadoras prevén invertir cerca de $us 3.293 millones en desarrollo de hidrocarburos. Esto con el fin de cubrir la demanda del mercado interno y los compromisos de exportación en el próximo quinquenio. “Las inversiones a ser realizadas por las empresas operadoras y filiales, incluyen proyectos de perforación, intervención de pozos, facilidades de producción, pozos inyectores, compresión, ductos, estimulación hidráulica, y otros proyectos”, señala el documento, el cual detalla que durante este tiempo, se perforarán 69 pozos productores. Otras compañías que ejecutarán una importante inversión en explotación dentro de este quinquenio serán Petrobras con $us 634,58 millones, YPFB Chaco con $us 425,63 millones y Repsol que destinará $us 403,40 millones. Con estos proyectos e inversiones, YPFB pretende contrarrestar la “declinación crítica” que experimenta la producción de algunos

campos gasíferos y áreas maduras petrolíferas como San Alberto, Itaú, Los Sauces, entre otros. Asimismo se pronostica un incremento leve de la producción en gas, alcanzando los 65,58 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en el 2019. Durante el 2014 el volumen promedio producido fue de 61.52 MMmcd. Aportes y declinaciones El mayor aporte de producción derivará del desarrollo y producción de los campos Aquío e Incahuasi de Total, los cuales iniciarán con una producción de 5.10 MMmcd en 2016, para llegar a aproximadamente 13.05 MMmcd en el año 2019. Al ser la única nueva área gasífera que ingresará en operación en el próximo quinquenio, el PEC sugiere que YPFB realice un seguimiento adecuado a la implementación de las Fases I y II del proyecto, para que la oferta prevista satisfaga la demanda de los mercados interno y externo de manera oportuna. Los nuevos volúmenes que Total aportará al país sustituirán la declinación natural de otros campos como San Alberto, operada por Petrobras, en el que pese a la implementación de sistemas de compresión y la perforación del pozo San Alberto 18 (SAL 18), previstos para este año y el próximo, la producción pasará de 9.08 MMmcd, registrado en el 2014, a un pronóstico de 5.47 MMmcd en el 2019. De igual manera, se espera una reducción en el campo Itaú, también de la petrolera brasileña, de un promedio de 2.59 MMmcd alcanzado en el 2014, a un pronóstico de 1.74 MMmcd para el 2019. Pese a la declinación de ambos campos, se prevé que para el 2019 la petrolera brasileña continuará todavía como la mayor productora de gas con 24.87 MMmcd,

Petróleo & GAs

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Foto: Total

versiones en explotación al 2019 Pronóstico de producción por operador

Empresa Petrobras Repsol Total E&P YPFB Andina YPFB Chaco Pluspetrol BG Bolivia Vintage PESA TOTAL

2015 27.46 16.87 0,00 6.10 5.25 1,53 0.35 0.55 0.31 58,30

2016 28.78 18.24 5.10 5.55 4.90 1,37 0.43 0.49 0.27 64,78

2017 27.03 18.18 6.50 5.07 5.57 1,05 0.44 0.42 0.92 63,30

2018 26.27 18.13 6.50 5.46 5.41 0,82 0.41 0.37 1.00 61,54

2019 24.87 18.10 13.04 5.20 4.95 0,58 0.28 0.33 0.95 65,58

Fuente: PEC 2015-2019 de YPFB

Los más productores

Sábalo. Ingresará en etapa de declinación con un factor promedio de 4,5%, aproximadamente y un incremento a partir de 2017 producto del desarrollo de reservas P2. Margarita-Huacaya. En la gestión 2015 se espera que la producción del Campo alcance los 16 MMmcd, aunque es posible que crezca hasta los 16.5 MMmcd. Para el 2016 se estima que con la perforación del pozo MGR-9 se llegue a los18 MMmcd.

El campo Aquío-Incahuasi de Total producirá 13.05 MMmcd en sus dos fases.

gracias a los trabajos de desarrollo que se ejecutarán en el Bloque San Antonio (campo Sábalo), el cual mantendrá su cuota de producción y aporte al país de cerca de 18 MMmcd. Otras compañías que tendrán una producción importante son Repsol con 18.10 MMmcd, provenientes del Bloque Caipipendi (campo Margarita – Huacaya) y Total con 13.04 MMmcd, con el

desarrollo de las dos fases de los campos Aquío e Incahuasi. Cabe señalar que el campo Margarita – Huacaya produce cerca de 16 MMmcd, pero se prevé el incremento a 18 MMmcd con la perforación del pozo Margarita 9 (MGR-9). El PEC también señala que las subsidiarias de la estatal petrolera boliviana, YPFB Andina e YPFB Chaco, producirán 5.20 MMmcd y

4.95 MMmcd, respectivamente en el 2019. Líquidos En cuanto a hidrocarburos líquidos (petróleo, condensado y gasolina natural), el plan preveía una caída en la producción de 63.380 barriles por día (BPD) en el 2014, a un promedio aproximado de 59.012 BPD para el final del quinquenio.

Sin embargo, debido al reciente descubrimiento de una reserva 28 millones de barriles petróleo en Boquerón Norte, municipio de Yapacaní, se espera que estas cifras se reviertan con un crecimiento favorable a la declinante industria petrolera del país. De acuerdo a YPFB, a partir del 2017 este campo producirá 5.500 BPD de petróleo, para lo cual se requerirá la perforación de 24 pozos adicionales con una inversión aproximada de $us 180 millones. Buscan reactivar campos maduros YPFB busca reactivar los campos maduros mediante la aplicación de tecnologías adecuadas que incluye campañas de fractura-

Cifra

65.58 MMmcd

Gas. Es lo que se prevé producir en el año 2019. La producción en el 2014 fue de 61.52 MMmcd.

miento hidráulico, incremento en el factor de recobro y perforación de pozos petrolíferos en campos gasíferos. En el caso del fracturamiento hidráulico, YPFB solicitó a las operadoras la selección de pozos candidatos para este fin, con datos técnicos y presupuesto asociado. Las actividades serán analizadas y evaluadas por la estatal petrolera para su respectiva aprobación. También se propone a las operadoras la perforación de pozos de desarrollo y de relleno, con el objetivo de mejorar el factor de recobro en los campos donde se identificaron áreas o zonas no drenadas. Otro de los objetivos de la estatal petrolera en campos maduros es la producción de líquidos en niveles someros de los campos gasíferos. Para tal efecto, YPFB Casa Matriz realizará gestiones para incorporar estas actividades en los PTPs (programas de trabajo y presupuesto) presentados por las operadoras. ▲

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petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Plan. en cinco años

La estatal petrolera, mediante sus subsidiarias YPFB Transporte y Transierra invertirán $us 869. 4 millones en el próximo quinquenio, para la ampliación, mantenimiento y construcción de gasoductos.

┣

Capacidad de transporte de gas en Bolivia crecerá en 70%

TEXTO: edén garcía s.

Capacidad de transporte de gas

Indicador Línea Metas 2015 – 2019 base 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Volúmenes transportados de gas natural 11,18 13,52 16,07 17,93 18,36 19,04 para el mercado interno (MMmcd) Volúmenes transportados de gas natural 47,70 51,37 53,67 54,07 54,67 55,07 para el mercado externo (MMmcd)

Fotos: Archivo Reporte Energía

Fuente: PEC 2015-2019 YPFB

Se prevé un importante crecimiento en el consumo de gas para el próximo quinquenio.

Se instalará una cuarta unidad de compresión en Campo Grande para incrementar la capacidad del GIJA a 33 MMmcd.

a capacidad de transporte de gas en el mercado interno se incrementará en un 70.3% al 2019, llegando a los 19.04 millones de metros cúbicos día (MMmcd), de acuerdo al Plan Estratégico Corporativo (PEC) 2015-2019 de YPFB Corporación. En el 2014 se registró una capacidad de 11.18 MMmcd y se espera que para esta gestión se alcance los 13.52 MMmcd. La construcción de los ductos estará a cargo de YPFB, mediante sus subsidiarias YPFB Transporte e YPFB Transierra. Entre los proyectos más importantes que permitirán este incremento y que se desarrollan actualmente, se destacan el Gasoducto Incahuasi – Cochabamba (GIC) de 502 kilómetros (km) de longitud y 24 pulgadas. Su construcción se divide en dos tramos. La Fase I incluye el tramo Incahuasi – Tapirani con 240 km de longitud, el cual suministrará gas natural a Sucre y Potosí, a partir del año 2016. Mientras que la Fase II Tapirani – Cochabamba, tendrá una longitud aproximada de 262 km y operará a partir del 2017, abasteciendo con gas a los mercados de Cochabamba, Oruro y La Paz. También se construye la Fase V del Gasoducto al Altiplano (GAA) que busca atender la creciente demanda de La Paz, Oruro y usuarios intermedios. Con ello el ducto incrementará su capacidad de transporte a 143 millones de pies cúbicos (MMpcd). La ampliación consiste en la instalación de la 5ta Unidad en la estación de compresión Sica Sica y de una 6ta y 7ma unidad en la estación de compresión Huayñacota, además de la construcción de una línea paralela de 36 km y 12 pulgadas entre Huayñacota y Totoroco. Considerando la demanda incremental de gas natural prevista para el mercado de Potosí debido a la puesta en operación del complejo metalúrgico de Karachipampa, YPFB desarrolla la Fase I del proyecto de Expansión Gasoducto Sucre – Potosí (GSP). La misma consiste en la construcción de una línea paralela en

Proyectos

• En transporte de gas se ejecutarán 19 proyectos, de los cuales destaca el Gasoducto IncahuasiCochabamba que en sus dos fases implicará la construcción de un ducto de 502 kilómetros, con un diámetro de 24 pulgadas.

este tramo con una longitud aproximada de 48 km y un diámetro de 10 pulgadas. Se prevé su operación para el próximo año. Exportación En el caso del mercado externo, el plan quinquenal de YPFB señala que la capacidad de transporte de gas aumentará en un 15.4% para el 2019, con un total de 55.07 MMmcd. El proyecto que explica este crecimiento es la Fase II-C Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), que con la implementación de la 4ta unidad de compresión en la estación Campo Grande, el ducto transportará hasta 33 MMmcd de gas. Otro emprendimiento importante que tiene que ver con el gas de exportación es la Interconexión Gasyrg – GIJA de 1.6 km. Si bien la longitud no es de gran magnitud, se trata de un ducto sustancial, ya que a través de esta interconexión se garantizará la alimentación de gas rico a la planta de licuables Gran Chaco con volúmenes de hasta 20 MMmcd, para luego exportar el gas seco a Argentina. Inversiones En cuanto inversiones, el PEC 2015-2019 prevé un total de $us 869.4 millones destinados a la expansión, mantenimiento, construcción y continuidad del servicio de los gasoductos, tanto para el mercado interno como los de exportación. De este monto, que será invertido en 19 proyectos, $us 441.6 millones están programados para las dos fases del GIC. Oleoductos y poliductos En líquidos, YPFB aumentará la capacidad de transporte para oleoductos en 12.500 barriles por día (BPD) en el 2015, alcanzando un total 67.500 BPD. Esta capacidad se mantendrá hasta el año 2019. Mientras que en poliductos la capacidad crecerá paulatinamente de 25.146 BPD en el 2014 a 47.466 BPD. En total YPFB prevé ejecutar 14 proyectos para la modernización y ampliación de la capacidad de oleoductos y poliductos, con una inversión de $us 103.7 millones. ▲

Del 16 al 31 de Julio de 2015

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Foto: static.psdb.org.br

El monto de desinversiones de Petrobras en 2015 y 2016 será de $us 15,1 mil millones.

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Prioridades. En el periodo 2015 - 2019

Presal concentra la mayor parte de las inversiones de Petrobras Curva de Producción de Crudo y LGN en Brasil

Produccion de Crudo y NGL en Brasil

Produccion de Crudo y NGL y Gas Natural en Brasil y exterior 5.3

2.1 2

2.4 2.1

2.5

2.8

2.7 2.7

2.2

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PNG 2015-2019

Millones bpd

4.2

PNG 2015-2019

3.1

3.2

2.8

2.9

3.7

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PNG 2015-2019

PNG 2015-2019

Fuente: Petrobras

Los datos indican que la estatal petrolera de Brasil prevé destinar $us 130,3 mil MM en inversión de los que 83% irá a exploración y producción, 10% a abastecimiento, 5% a gas y energía y 2% a las demás áreas.

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TEXTO: franco García S.

a cartera de inversiones del Plan de Negocios y Gestión 2015 – 2019 de Petrobras prioriza los proyectos de exploración y producción (E&P) de petróleo en Brasil, con énfasis en el Presal, según este documento oficial de la compañía. De igual forma se indica que en las demás áreas de negocios, las inversiones se destinan básicamente al mantenimiento de las operaciones y a proyectos relacionados con el transporte y la producción de petróleo y gas natural. Los datos indican que Petrobras prevé destinar $us 130,3 mil millones en inversión para el próximo quinquenio de los que el 83% irá a exploración y producción (E&P), 10% a abastecimiento, 5% a gas y energía y 2% a las demás áreas. De las inversiones en E&P, el

86% se asignará al desarrollo de la producción, 11% a exploración, 3% soporte operativo. Se destinarán $us 64,4 mil millones a los nuevos sistemas de producción en Brasil, de los cuales el 91% están en el presal. En la actividad de exploración local, las inversiones se concentran en el Programa Exploratorio Mínimo de cada bloque. En Abastecimiento se destinarán $us 12,8 mil millones, de los cuales el 69% está en mantenimiento e infraestructura, 11% en la conclusión de las obras de la Refinería Abreu e Lima y el 10% en la Distribución. El 10% restante incluye inversiones en Comperj para la recepción y tratamiento de gas, mantenimiento de equipos, entre otros, se lee en el comunicado oficial. Al área de Gas y Energía se asignaron $us 6,3 mil millones, con énfasis en los gasoductos de transferencia del gas del presal y sus respectivas unidades de procesamiento de gas natural. Por otro lado, el monto de las desinversiones en 2015 y 2016 será de $us 15,1 mil millones (de los cuales el 30% se destinará a E&P, el 30% en Abastecimiento y el 40% en Gas y Energía). El Plan también prevé esfuerzos en reestructuración de negocios, desmovilización de activos y desinversiones adicionales, totalizando $us 42,6 mil millones en 2017/2018, se señala. A su vez las metas de producción de petróleo, LGN (líquido de gas natural) y gas natural en Brasil fueron actualizadas, reflejando la postergación de proyectos de menor madurez o retrasos en la entrega de las unidades de producción, principalmente en función de limitaciones en la cadena de suministro. La estatal petrolera de Brasil espera alcanzar una producción total de petróleo y gas (Brasil e internacional) de 3,7 millones de boed en 2020, año para el que se estima que el presal represente más del 50% de la producción total de crudo. El Plan prevé la adopción de medidas de optimización y aumento de productividad para reducir los gastos operacionales gestionables (costos y gastos totales, excluyéndose la adquisición de materias primas). Las acciones ya identificadas demuestran que ese resultado se puede alcanzar a través de una mayor eficiencia en la gestión de los servicios contratados, racionalización de las estructuras y reorganización de los negocios, optimización de los costos de personal y reducción en los

petróleo & gas

El Plan de Negocios tiene como objetivo la generación de valor de para los accionistas.

costos de suministro de insumos, según informe oficial. A su vez Petrobras comunicó que su Consejo de Administración aprobó, el 26 de Junio de 2015, el Plan de Negocios y Gestión 2015-2019 que tiene como objetivos principales el desapalancamiento de la compañía y la generación de valor para los accionistas. ▲

Producción de crudo y gas subió10,2% en mayo ▶ La producción total de petróleo y gas natural en Brasil en mayo pasado alcanzó unos 2.998 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) por día, 2.412 millones de barriles de petróleo y 93,1 millones de metros cúbicos de gas natural. Hubo un aumento del 10,2% en la producción de petróleo en comparación con el mismo mes de 2014 y un 1,3% en relación con el mes anterior. La producción de gas natural aumentó 10.2% respecto al mismo mes en el 2014 y disminuyó un 1,3% en comparación con el mes anterior.

Por otro lado, la producción del Presal, procedentes de 49 pozos, fue de 726.400 barriles por día de petróleo y 26,9 millones de metros cúbicos por día de gas natural, haciendo un total de 895.5 mil barriles de petróleo equivalente por día, un aumento del 1,2% respecto al mes anterior. Los pozos del Presal son aquellos cuya producción se lleva a cabo en el horizonte geológico llamado presal en los campos ubicados en la zona definida en la cláusula IV del capítulo II, artículo 2 de la Ley Nº 12.351 de 2010.

Plan de Negocios 2015-2019 - (en $us mil MM)

Segmentos Exploración y Producción* Abastecimiento** Gas y Energía Demás Áreas Total

Inversiones 108,6 12,8 6,3 2,6 130,3

% 83 10 5 2 100

* Incluye inversiones en negocios internacionales (US$ 4,9 mil millones). ** Incluye Distribución (US$ 1,3 mil millones). Fuente: Petrobras

Foto: olaenergia.files.wordpress.com

Foto: revistaforum.com.br

Del 16 al 31 de Julio de 2015

La compañía se vio sacudida por denuncias de corrupción que involucraron a altos ejecutivos.

Opinión Alfredo Renault

Fundador ANP y ex Superintendente ONIP - Brasil

Venta de activos permitirá reducir apalancamiento El Plan de Negocios de Petrobras fue bien recibido. Se muestra una disminución en la inversión total de 37%, que se necesita ante la dificultad y la gran deuda que la empresa tiene cercana a $us 100 mil MM a finales de 2014. Sin embargo, a pesar de la gran caída de la inversión, el plan prevé inversiones de $us 130.3 mil MM en el los próximos cinco años, lo que todavía es muy significativo, sobre todo en este momento delicado experimentado por

la economía brasileña. Las inversiones menos penalizadas están relacionadas con la exploración y producción, especialmente las que se centran en el desarrollo de la producción, lo que contribuirá a una mayor curva de producción para generar efectivo. También se debe destacar que el plan de ventas de activos, por $us 15 mil millones en 2015/16 y $us 42,6 mil millones en 2017/18, es absolutamente necesario para reducir el apalancamiento.

PETRÓLEO & GAS

Del 16 al 31 de Julio de 2015

┏◣ DIAGNÓSTICO. INFORME TÉCNICO DE OLADE

Fotos: wordpress.com

La tecnología adecuada y la regul riesgos en explotación de no conv

Buenas prácticas

fractura hidraúlica. Empleada en la fase de perforación, se utiliza para la estimulación de una mayor producción de hidrocarburos no convencionales, (de muy baja permeabilidad). Sin esta técnica el costo de perforar y completar un pozo de ese tipo no podría justificarse por el bajo volumen de producción que darían. consideraciones. Para asegurar el éxito de la operación y la protección de los acuíferos es importante el análisis y monitoreo del proceso de fractura. monitoreo. Los elementos a vigilar son la dimensión, la extensión y la geometría de las fracturas inducidas, las cuales deben ser controladas por el caudal de bombeo, la presión de inyección, concentración de propelente, el volumen y la viscosidad del fluido de fractura.

El desarrollo de los no convencionales depende de infraestructuras en el upstream, transporte y comercialización. ( foto de una instalación de shale gas en Polonia)

El conocimiento geológico, una línea base de la calidad de los acuíferos y de los metales radioactivos son factores claves para evitar riesgos. Para su desarrollo depende de infraestructuras en el upstream, transporte y comercialización.

┣

TEXTO: lizzett vargas o.

os riesgos asociados a la explotación de hidrocarburos no convencionales se mitigan con el uso adecuado de la tecnología y regulaciones específicas para su implementación, aspectos claves para garantizar el éxito de estas operaciones, señala un reciente informe de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade). Actualmente, el tema sobre la utilización o no de la técnica para la extracción de gas o petróleo mediante fractura hidráulica (fracking) en la exploración y explotación de este tipo de yacimientos genera un debate entre los técnicos y los ambientalistas, en torno a los pros

Países con las mayores reservas recuperables de Shale Oil y Shale Gas

anking R País 1 Rusia 2 Estados Unidos 3 China 4 Argentina 5 Libia 6 Australia 7 Venezuela 8 México 9 Paquistán 10 Canadá Total Mundial

Shale Oil Ranking (Billones de Barriles) 75 1 58 2 32 3 27 4 26 5 18 6 13 7 13 8 9 9 9 10 345

País

Shale Gas (TCF)

China Argentina Argelia Estados Unidos Canadá México Australia Sudáfrica Rusia Brasil Total Mundial

1,115 802 707 665 573 545 437 390 285 245 7,299 Fuente: EIA, Mayo 2013.

y contras de una tecnología que ya ha sido implementada por los Estados Unidos, y que se ha autorizado en algunos países de América Latina y el Caribe. Sin embargo, se trata de una tecnología bien conocida y utilizada en esta industria, donde la aplicación de las mejores prácticas desde el diseño, construcción, operación y abandono del pozo puede evitar la afectación de los mantos acuíferos, las emisiones de metano y otros riesgos de contaminación. El estudio hace una descripción técnica de la extracción de

este tipo de hidrocarburos y los riesgos que trae en cada una de las etapas para su exploración y explotación, así como el tratamiento que se le ha dado a través de legislaciones expedidas por algunos países que han decidido apostar por su desarrollo. En este sentido, el informe señala que los factores claves para la explotación de los recursos no convencionales son un buen conocimiento geológico de la zona, el establecimiento de una línea base de la calidad de los acuíferos y de los metales radioactivos origi-

nalmente presentes, además de los sistemas de falla. Sugiere que en el caso de los reservorios no convencionales que estén ubicados sobre reservorios convencionales ya explorados intensivamente, se puede aprovechar la infraestructura y la información adicional existente. Es necesario que los países que apuntan al desarrollo de los no convencionales cuenten con infraestructuras en el upstream, transporte y comercialización, recomienda el documento. En este punto hace referencia también a la importancia de la cooperación

entre los países de la región para la transferencia de conocimientos y difusión de las mejores prácticas en las técnicas aplicadas en la industria. Para Olade la región de América Latina y el Caribe es y seguirá siendo a largo plazo dependiente de los hidrocarburos para satisfacer su demanda interna y como fuente de ingreso en el caso de los países exportadores; por lo tanto los recursos no convencionales constituyen una alternativa válida para fortalecer su seguridad energética. Sin embargo, hace énfasis en que la explotación de estas fuentes debe ser sostenible en el aspecto social, ambiental y económico. Se estima que existen abundantes recursos de hidrocarburos no convencionales en la región, cuya conversión a reservas es dependiente de la disponibilidad tecnológica para su explotación y del precio internacional de los hidrocarburos. A nivel mundial, según el informe de la Energy Information Administration (EIA), existen 345 billones de barriles de shale oil y 7.299 trillones de pies cúbicos (Tcf) de en el mundo, reservas técnicamente recuperables.

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2015

lación mitigan vencionales Retos regulatorios en la región Uno de los elementos que hacen diferente a la industria de los hidrocarburos no convencionales es su relación con el medio ambiente, puesto que esta industria y su tecnología nacen en un momento histórico, donde el cambio climático y la protección del medio ambiente son elementos comunes en las agendas políticas de los dirigentes, aunque también en las consideraciones de los ciudadanos. Por lo tanto, los retos que se enfrentan para su desarrollo técnico y regulatorio son mayores. Hace referencia a la posición de reguladores norteamericanos y europeos, que han modificado el enfoque medioambiental, permeando otras áreas de la regula-

ción. Un ejemplo de esto es la necesidad de evaluar los estándares técnicos desde un punto de vista ambiental y con un enfoque preventivo en toda la regulación. En este sentido, sugiere que América latina debe evaluar esta postura, si decide desarrollar sus recursos no convencionales, ya que la diversidad y riqueza en materia de fauna y flora en la región es de gran envergadura por lo que debe ser protegida. ▲

La Cifra

7.299 Tcf

potencial. Es la cantidad de reservas recuperables de shale gas en el mundo

Cuatro países incrementaron producción de shale oil y tight oil ▶ En lo que respecta a la producción comercial de no convencionales, tan sólo en Estados Unidos (EEUU), Canadá, China y Argentina se produce comercialmente petróleo de reservorios de baja permeabilidad (tight oil) y gas de esquistos (shale oil). A su vez Canadá y Estados Unidos son los únicos países que explotan ambos recursos, mientras que China se enfoca en shale gas y Argentina produce pequeños volúmenes de tight oil. Resulta interesante que la producción de shale gas y tight oil se incrementó en el 2014 en todos estos cuatro países, a un ritmo mucho más rápido que la producción de convencionales, señala el informe. De igual manera si bien se ha utilizado la fracturación hidráulica en Australia y Rusia para producir gas natural y petróleo, la explotación no viene de reservorios de shale de baja permeabilidad. Por otro lado, existen nota-

Los mayores productores

eeuu.- En la cuenca de los Apalaches la producción de gas seco se ha triplicado desde 4.8 Bcf/d en el 2011 a 14.6 Bcf/d en el 2014. En tight oil pasó a 1.1 millones de bbl/d en el 2014, más de 2.5 veces la producción promedio en el 2011. Canadá.- Las principales cuencas de tight oil (0.4 millones de bbl/d) están en Alberta y Saskatchewan. Parte del gas proviene de la

bles esfuerzos de exploración en Argelia, Australia, Colombia México y Rusia. Sin embargo, mientras no se emprendan exploraciones significativas, seguirá sin conocerse el potencial de gas de esquisto. Incluso en Estados Unidos, donde hace años que está en marcha la exploración y producción de este recurso, los cálculos de las reservas se han revisado a la baja. En 2012 los cálculos de la EIA

cuenca Montney (producción total es 3.9 Bcf/d). china. La producción reportada de shale gas proviene de la cuenca de Sichuan, con 0.163 Bcf/d. Argentina.- La producción de tight oil proviene de la formación Vaca Muerta en la cuenca Neuquina. YPF en asociación con Chevron, produce 20,000 bbl/d del yacimiento Loma Campana.

acerca de las reservas de gas natural se rebajaron de 827 a 482 trillones de pies cúbicos, y en la cuenca Marcellus Shale, la EIA ha corregido la estimación reduciendo las reservas en un 66%, de 410 tcf a 141. En Europa, Exxon recomendó precaución con las expectativas de una “revolución” del gas de esquisto después de perforar dos pozos en Polonia donde no se encontró gas viable comercialmente.

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Energía nuclear

Foto: Nucleoeléctrica

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Central nuclear Atucha II.

┣ El edificio posee sistemas de alimentación de energía independientes, servidores que resguardan la información de las centrales, un gabinete médico propio, y decenas de equipos de última generación, según Nucleoeléctrica Argentina.

TEXTO: lizzett vargas o.

l Centro Interno de Control de Emergencias (CICE) fue inaugurado en el Complejo

Nuclear Atucha, nuevo espacio destinado a la seguridad que está preparado para la protección integral de la población de las centrales nucleares y de los habitantes de la zona, informó Nucleoeléctrica Argentina. El Complejo Nuclear Atucha esta subdividido en dos centrales, ambas ubicadas sobre la ribera derecha del río Paraná de las Palmas en Buenos Aires, Argentina. Una de ellas es la central nuclear Juan Domingo Perón, la primera instalación nuclear de América Latina. La segunda es la central nuclear Néstor Kirchner, la cual fue construida adyacente a la anterior para aprovechar gran parte de su

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seguridad. con altos estándares internacionales

Complejo nuclear Atucha estrenó centro de control para emergencias infraestructura. El nuevo CICE se construyó en una zona estratégica del sitio, equidistante a ambas centrales, en la entrada de las instalaciones. El edificio posee sistemas de alimentación de energía independientes, servidores que resguardan la información de las centrales, un gabinete médico propio, y decenas de equipos de última generación. Nucleoeléctrica Argentina cuenta con un Plan de Emergencias, que entre otras actividades

incluye la realización de ejercicios y simulacros. Con este edificio, la empresa se adhiere a estándares de seguridad y tratados internacionales. El concepto “central segura” no se agota con la seguridad nuclear, recalca esta compañía. En estas instalaciones se llevan a cabo diferentes actividades asociadas a la generación eléctrica. Todas ellas son consideradas, analizadas y tenidas en cuenta en cada etapa, mediante diseños apropiados y procedimientos ope-

rativos. La industria de la energía nuclear es una de las que más ha invertido en seguridad en las últimas décadas. 41 años de operación Recientemente la central nuclear Juan Domingo Perón, cumplió 41 años del inicio de la operación comercial. En sus más de cuatro décadas de actividad, la central ha sido sinónimo de excelencia a nivel mundial. ▲

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minería

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Informe. al primer semestre de 2015

La cifra

Fofim aprobó Bs 11,6 MM para cooperativas

┣ El préstamo será destinado para fortalecer las operaciones mineras con la implementación de equipo y maquinaria. Este monto lo concentran cinco cooperativas de Potosí y La Paz. Condonan $us 2 MM de intereses por deuda de hace décadas.

"Se atendieron el 95% de las demandas del sector minero"

5,3 $us MM

Foto: Archivo /RE

Foto: MMM

DEUDA. Es el monto que deben los cooperativistas mineros al Estado desde la década de los 90. Esta deberá ser cancelada en 8 años.

TEXTO: lizzett vargas o.

Ministro de Minería, César Navarro.

El titular de Minería en una reunión de evaluación con el sector cooperativo.

Foto: Fofim

e enero a junio de 2015, el Fondo de Financiamiento para la minería (FOFIM), aprobó Bs 11.631 millones para cinco cooperativas mineras del departamento de Potosí y La Paz, cifras publicadas por el Ministerio de Minería y Metalurgia (MMM). Según este informe, las cooperativas mineras beneficiadas son la minera aurífera Sorata (Bs 3,4 millones), cooperativa aurífera Muñecas Chaco (Bs 751.680) cooperativa minera Estrella del Sur (Bs 2,2 millones), cooperativa minera San Salvador de Itulaya (Bs 1,6 millones) y la cooperativa aurífera Cotoca (Bs 3,4 millones). El principal objetivo de estos préstamos es fortalecer las operaciones mineras con la implementación de equipo y maquinaria para mejorar los índices de producción en las cooperativas mineras. Agregó que en el caso de la cooperativa minera San Salvador de Itulaya ubicada en La Paz, con el préstamo adquirirá una excavadora, un grupo electrógeno, tres mesas vibratorias de marca deister, un clasificador hidráulico, una trituradora de mandíbulas y un tambor amalgamador. En tanto, la minera aurífera Cotoca Ltda., de La Paz, comprará una excavadora Komat’su, una pala frontal Volvo y un grupo electrógeno. Remarcan que para conseguir los créditos, los responsables de las cooperativas mineras cumplieron con todos los requisitos establecidos por el reglamento operativo de préstamos del Fofim. El Fofim comenzó a dar prés-

tamos desde su creación el 4 de agosto de 2009 mediante el Decreto Supremo Nº 0233, y hasta la fecha del mes de junio de 2015 se aprobó el financiamiento para 46 cooperativas mineras del país. Los plazos para préstamos para proyectos destinados a la mejora de sistemas de explotación y concentración de minerales es de hasta tres años. Para proyectos de construcción o compra de plantas de concentración de minerales el plazo es hasta seis años. El crédito que otorga Fofim es invertido en la compra de este tipo de maquinaria.

deuda de décadas Recientemente el Gobierno informó la aprobación del decreto 2398, con el cual condonan $us 2 millones por los intereses devengados de un préstamo de $us 5,3 millones entregados a los cooperativistas en la década de los 90, sí estos pagan dentro de los ocho años. El acuerdo fue suscrito con el ministro de Minería, el cual señala que el cobro de la deuda se realizará mediante los comercializadores de mineral, que retendrán

un monto en cada pago que realicen las cooperativas por la venta de su producción. “El pago de las cooperativas es de ocho años y cada cooperativa pagará su deuda de acuerdo al monto adeudado y algunas lo harán en meses y otras en el total del plazo”, explicó el titular de Minería y Metalurgia, César Navarro. La autoridad detalló que en 1995, el Gobierno de ese entonces, decidió deshacerse de la

Comibol y entregó maquinaria y equipos a los mineros cooperativistas pero no definió la metodología de cobro y con el decreto emitido se solucionó este problema. "Hay cooperativas (mineras) que deben hasta 800 mil dólares y otras que deben hasta 15 mil dólares, entonces no todos deben lo mismo, producen la misma cantidad y la ley o la calidad de mineral", enfatizó. ▲

▶ Las demandas de la Federación Nacional de Cooperativas Mineras (Fencomin) están resueltas en un 95%, aseguró el ministro de Minería, César Navarro, al evaluar la marcha del diálogo con la dirigencia del sector. “Está resuelto el problema de manera nacional y departamental casi en un 95%”, remarcó en un boletín institucional". El titular de Minería consideró que la reunión con los cooperativistas mineros fue productiva, porque en ella se aprobó de manera conjunta el reglamento de la Ley 2398, como estaba previsto. Recordó que el Gobierno del presidente Evo Morales fue el único que apoyó de forma decisiva al desarrollo de las cooperativas mineras con la compra de equipos y maquinarias, la donación de ambulancias y 100 volquetas el año pasado. “Y nuestro gobierno fue el único en crear el Fondo de Financiamiento para la Minería (Fofim), cuyo objetivo es prestar dinero a bajas tasas de interés, en favor de las cooperativas mineras para que fortalezcan su producción”, subrayó. Aún quedan por resolver el pedido de las cooperativas de acceder a mayores préstamos del Fofim y la disputa de yacimientos en Colquiri, agregó Navarro.

Fotos: Edy Zabala /RE

Del 16 al 31 de Julio de 2015

EXMA mostró las últimas tendencias del mercadeo

Gabriela Thellaeche, presidenta de Thellaeche&Ascociados junto a Fernando Anzures, escritor del libro Marketing voz a voz

Siete conferencistas de talla mundial participaron de la primera versión de EXMA Bolivia 2015.

Después de la exitosa 9na versión en Colombia, EXMA rompe fronteras para vender la primera franquicia de este evento a Bolivia, es así que el 14 de julio se realizó en Santa Cruz la primera versión del evento especializado en marketing, publicidad, branding y social media. La Expo Marketing 2015, ahora EXMA, organizado por Thellaeche&Asociados, aportó al ámbito corporativo en actualización, conocimiento, herramientas, últimas tendencias y nuevas formas de agregar valor a las marcas y a las empresas. El evento con el lema "Salve-

mos el Marketing", se centró en el entendido de que el marketing del presente y futuro no serán las tecnologías, sino la humanización de las marcas en función a despertar la necesidad de conversar, compartir y amplificar mensajes. "Podremos entonces generar mejores campañas aprovechando el protagonismo del consumidor creando estrategias que verdaderamente conceten a las personas", señaló, Gabriela Thellaeche presidenta de Thellaeche&Asociados. El evento internacional contó con conferencistas de talla mundial, expertos en el mercadeo.

EVENTOS

Foto: Upsa

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Foto: Asoban

Homenaje en Asoban

Cenace UPSA presentó su nueva imagen Se ofreció una conferencia sobre relaciones interpersonales. La panelista Meritxell Obiols Soler junto a la directora del Cenace UPSA Gabriela Roca.

Foto: YPFB

Foto: ANP

La Asociación de Bancos Privados de Bolivia (Asoban) presentó en sus instalaciones la “Galería de Presidentes” como homenaje a las 24 personas que representaron a la institución desde su creación el 11 de mayo de 1970.

Premio Libertad-Juan Javier Zeballos al Papa Francisco

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) lanza al mercado nacional su nuevo lubricante EXTREMEG12 SAE 10W30 API SN, ILSAC GF-5 para motores a gasolina y vehículos con motores de última generación. Lubricante multigrado elaborado con aceites base altamente refinados, permitirá un máximo rendimiento.

Fotos: Fundación Natura

El Presidente de la Asociación Nacional de la Prensa de Bolivia (ANP), Pedro Rivero Jordán, entregó su distinción institucional más importante al Papa, en la persona del Arzobispo de Santa Cruz, Monseñor Sergio Gualberti.

Nuevo lubricante EXTREMG12

Unión Europea y Fundación Natura trabajando por la protección del agua en el Torno El equipo técnico de la UE y directivos de la Fundación Natura Bolivia se trasladaron a El Torno, un municipio donde los Acuerdos Recíprocos por Agua (ARA) se han desarrollado exitosamente. En la foto, comunarios de El Torno que colocan sus bosques bajo acuerdos de conservación ARA recibieron sus incentivos. La organización ambiental trabaja para preservar las fuentes de agua.

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Empresa

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Fotos: Asimein

El personal especializado garantiza una adecuada atención en situaciones de emergencia.

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Conjuntamente Salamandra Colombia, Asimein realizó dos cursos de capacitación en temas de salud.

salud. Soluciones para la industria

Asimein se afianza en la provisión de servicios médicos ┣ Sus clientes provienen mayormente del rubro petrolero y empresas industriales de Santa Cruz. Por la jerarquía de los mismos se consideran líderes en el mercado nacional. Destacan acuerdo logrado con Salamandra Colombia.

la ampliación de su propuesta comercial a empresas de otros segmentos de la industria, los cuales requieren de servicios médicos. Entre estas compañías están Cemento Camba y Citsa.

TEXTO: Edén García S.

simein (Asistencia Médica Integrada) SRL se consolida como una de las principales compañías líderes en la provisión de servicios médicos para la industria boliviana, satisfaciendo los requerimientos y necesidades empresariales de sus clientes. Cuenta con una amplia experiencia en el área de atención médica en campos petroleros y consultorios médicos de empresas, tanto para enfermedades comunes como accidentes laborales, además de servicios emergencias y evacuaciones. “La eficiencia y rapidez son determinantes para brindar soluciones adecuadas, con un servicio de calidad y experiencia”, señala en un comunicado la empresa de servicios médicos. Aparte de la atención médica,

La empresa inició sus operaciones en el año 2003 y desde entonces ha alcanzado todos sus objetivos anuales de crecimiento.

Asimein provee medicamentos, equipamiento, alquiler y venta de ambulancias y cursos de capacitación. Los pilares fundamentales de esta empresa están basados en la satisfacción de los clientes, con un sistema de gestión de calidad, procesos claramente definidos y supervisión y vigilancia continua durante el desarrollo de sus servicios. Asimein se rige bajo criterios de calidad según la Norma ISO

Novedades

• Con el fin de seguir mejorando sus servicios, Asimein prevé implementar los servicios de telemedicina en los campos petroleros y otras novedades que se conocerán más adelante.

9001: 2008, buscando siempre oportunidades de mejora. “Dentro de nuestros procedi-

mientos, medimos la satisfacción de nuestros clientes directos e indirectos (empresas y trabajadores), para de este modo mejorar continuamente los servicios médicos prestados en los diferentes campamentos o bases”, apunta la compañía. Entre los principales clientes están YPFB Chaco, Total, Repsol, Petrex, Vintage, entre otras del rubro petrolero. Sin embargo, Asimein destaca

Acuerdo Ante la preocupación de la falta de formación actualizada en temas de salud, Asimein firmó un acuerdo con Salamandra Colombia, un centro internacional en gestión del conocimiento, para impartir cursos de capacitación a médicos generales, especialistas, laborales y de campo, enfermeras, paramédicos y personal de salud. A la fecha se realizaron dos cursos referidos a Entrenamiento en Trauma Avanzado, Medicina Táctica y Manejo de Emergencias y Desastres ( FENIX III) y Emergencias en Gineco-obstetricia y Código Obstétrico. "Estos cursos han tenido gran aceptación por todos los participantes y en los siguientes meses se dictarán nuevos cursos de Soporte Vital Avanzado en Trauma, Reanimación y Emergencias Médicas y Manejo Integral en Cuidado Intensivo", anuncia Asimein. Salamandra tiene oficinas en Cali, Bogotá, Barranquilla y Medellín en Colombia, además en Santiago de Chile y San José de Costa Rica. ▲

Empresa

Fotos: UPSA

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La Universidad de Murcia es una de las más reconocidas en España

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Se contará con reconocidos docentes de distintas partes del mundo.

Alianza. convenio UPSA y ENAE

Lanzan programas de gestión de empresas ┣ Los cursos iniciarán en agosto y están relacionados con las áreas financiera logística y operaciones.

TEXTO: redacción central

a Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra (UPSA) informó el lanzamiento de tres programas internacionales, en convenio con el ENAE Business School, de la Universidad de Murcia, España. Estará dirigido a profesionales

que deseen ampliar o actualizar su formación en las áreas de logística y dirección de operaciones, dirección financiera y dirección comercial. Los cursos iniciarán en agosto y tienen como objetivo la formación de profesionales especializa-

dos en técnicas y herramientas, para una correcta gestión en la empresa en sus distintas áreas de trabajo. "El profesional que curse alguno de los programas ejecutivos UPSA - ENAE logrará una visión completa y clara de la empresa

y desarrollará habilidades directivas que le permitan establecer una adecuada comunicación con otras áreas de la empresa", señala un comunicado de la universidad cruceña. Al mismo tiempo se pretende lograr una experiencia internacional de la mano de reconocidos docentes de distintas parte del mundo. Cabe señalar el importante prestigio que tiene la Universidad de Murcia, la cual se encuentra en la sexta posición de España en el Ranking Mundial de Universidades en la Web, elaborado por el Laboratorio de Cibermetría del Consejo Superior de Investigaciones Científicas (CSIC) ▲

empresa

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Fotos: Matservice

Matservice Petróleo lanza equipo de limpieza de alto rendimiento TEXTO: lizzett vargas o.

atservice Petróleo SRL, empresa líder en la provisión de equipos y materiales para la construcción de ductos, plantas e industria en general, incorporó al mercado la nueva tecnología de chorro húmedo abrasivo marca Ecoquip más eficiente, en términos de rendimiento, medio ambiente y seguridad. El nuevo equipo tiene un menor consumo de abrasivo (fuerza centrífuga contra una superficie a alta presión), eliminando más del 90% de polvo generado con el chorro convencional. Además mejora las condiciones de trabajo, utiliza menos agua que un chorreado en seco, aproximadamente menos de un cuarto de galón de agua por minuto. Este nuevo método cumple con los estándares NACE nº 1 y SSPC – SP5. Este equipo fue diseñado para satisfacer las necesidades de sus clientes al momento de una limpieza y preparación de una superficie. Este equipo tiene el respaldo de Graco, líder en fabricación a nivel mundial de equipos de pintura, quién depositó su confianza en Mastervice Petróleo SRL para representar esta línea. "Esta tecnología se suma a la ya activa en el mercado Bristle Blaster (granallado mecanizado). Con ambas innovaciones podemos afirmar que estamos demostrando que se pueden hacer las cosas de manera diferente y más eficiente", manifiesta la compañía. Matservice Petróleo SRL incursionó en este mercado hace solo cinco años con base en Santa Cruz de la Sierra. Actualmente traspasó las fronteras llegando a establecer sucursales en Perú, Ecuador y Colombia. Para la compañía este logro representó un gran reto, que buscan consolidarlo. A nivel nacional la empresa suministró y realizó el revestimiento de la red contra incendios de la Planta Gran Chaco, además de proveer materiales de revestimiento (Polyken) a Samsung para la Planta de amoniaco y urea. La empresa se encargó de la provisión del 90% de los revestimientos (juntas soldadas) para

El equipo de trabajo de Matservice Petróleo SRL compuesto por profesionales capacitados con las últimas innovaciones de la industria hidrocarburífera.

Chorro húmedo

La compañía también brinda asesoramiento en el uso de los sistemas de revestimientos y de la operación de los equipos que suministra.

contratistas de ductos que se contruyeron en los últimos años en proyectos de YPFB Transporte, YPFB Chaco, Redes de Gas y Ductos, Pluspetrol e YPFB Andina. En el ámbito internacional, colaboraron en la construcción de proyectos importantes en Camisea de la mano de SPB-Perú, Conduto, GyM y la Compañía Operadora de Gas del Amazonas (COGA). También trabajaron con empresas de la construcción minera,

Servicios

• Revestimientos en juntas soldadas. • Limpieza y preparación de superficies de acero, concreto, remoción de pintura. Revestimientos de tuberías con cintas en frío y supervisión. • Reparación de revestimientos de tubería de Polietileno y Polipropileno. Pruebas de adherencia y paso de Holiday Detector.

realizando provisiones a Bechtel, para las Bambas y algunos mineroductos en Antamina. En Colombia suministraron materiales a Trimeca, en la construcción de un ducto para Ecopetrol (Sincelejo-Buen Retiro) La compañía afirma que se debe estar alerta a las necesidades de sus clientes y buscar las mejores alternativas para ellos. "Ser más que un proveedor, un socio estratégico en sus proyectos", señalan. ▲

• 92% menos polvo. • Utiliza un 50-75% menos abrasivo que un chorreado en seco. • La tolva esta presurizada por agua y no por aire y se puede calibrar de 30psi a 125psi y la presión se puede regular. • EcoQuip consume entre 50 a 150 lbs de abrasivo por hora, un convencional usa 250 a 2000 lbs por hora. • Usa menos de ¼ de galón de agua por minuto. • Se puede usar durante la lluvia o clima caluroso con mucha humedad. • Las mangueras duraran 5 veces más que el convencional. • Lo que sale de la manguera se encuentra a temperatura ambiente es por esa razón que los metales no se deforman. • Se puede conseguir de 2.0 a 4.0 mills de perfil de anclaje. • Se pueden usar 24/7 sin ningún problema. • Tanque de agua de 125 galones que duran 8 horas de trabajo continuo. • Pueden añadir un inhibidor al tanque de agua para que los metales no se oxiden de 48 a 72 horas.

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empresa

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Fotos: Hansa

Los asistentes pudieron observar el rendimiento en condiciones reales de uso de las bombas KSB para movimiento de fluidos.

Hansa prueba exitosamente equipos para construcción e industria en La Paz y El Alto TEXTO: lizzett vargas o.

Opinión Raúl Solares Rivero, gerente general Constructora SA Cochabamba (ECCSA)

"Se mostró la disponibilidad de maquinaria en el mercado" ¿Qué le pareció el evento y las demostraciones realizadas por el personal especializado de Hansa? El curso muy práctico y dinámico, se ha podido ver y conocer las características en campo de toda la gama de equipos que maneja Hansa. Fue un evento de mucha utilidad para que sepamos que disponibilidades tenemos en el mercado de Bolivia.

l pasado 25 y 26 de junio la División Industria y Construcción de Hansa realizó un evento dirigido para sus clientes del canal construcción e industria. El evento se realizó en dos jornadas. La primera se llevó a cabo en el campo de pruebas de la ciudad de El Alto y la segunda en dos salas de la oficina central de La Paz. Se contó con la participación de funcionarios de empresas públicas y privadas, entre ellas Delapaz SA, Epsas, Comibol, Minera Coro Coro, Emavias, empresa constructora ECCSA de Cochabamba, entre otras. Los participantes pudieron experimentar el verdadero uso y manejo de la amplia paleta de productos, entre estos: equipos compactos y vibroapisonadores Wacker Neuson, martillos y taladros Bosch, máquinas de soldar Lincoln Electric, movimiento de fluidos con bombas de agua KSB y generadores de electricidad con los grupos electrógenos Himoinsa. Asimismo, pudieron conocer la parte técnica de los equipos de su interés. Respecto a la experiencia, los clientes señalaron que el curso fue muy práctico y dinámico, puesto que se conoció las características en campo de toda la gama de equipos que maneja Hansa.

Compactación Wacker en un ensayo de su potencia.

Excavadora Wacker mostró sus principales características en campo.

¿Qué fue lo que más le llamo la atención del evento? La representación de algunas marcas que maneja Hansa como los equipos compactos de Wacker Neuson y el equipo pesado de AMMANN, en realidad tienen marcas de reconocimiento mundial y de buena calidad. ¿Usted considera importante hacer este tipo de eventos para las empresas? Si claro. De hecho, esto nos ayuda mucho, nos abre el espectro, nos da una ma-

yor disponibilidad de las opciones que se tienen para acceder a nuevas alternativas y tecnologías en cuanto a la construcción se refiere. Debería practicarse más este tipo de actividades porque ayuda a conocer los equipos. ¿Recomienda a las empresas a participar en este tipo de actividades que realiza Hansa? Por supuesto. Si bien en la actualidad se tiene información vía internet y se puede acceder a muchas características técnicas de una gama amplia de equipos, considero que lo más practico es tener la verificación y revisión de los equipos en campo. Es recomendable que todas aquellas empresas que desean contar con equipos se den la oportunidad de participar de este tipo de actividades, así podrán probar, ver las capacidades y el rendimiento en condiciones reales de uso.

Los grupos Electrógenos Himoinsa garantizan el suministro ante cualquier fallo en la red.

"Fue un evento de mucha utilidad para que sepamos que disponibilidades tenemos en el mercado de Bolivia”, expresó el gerente general de la empresa constructora ECCSA, Raúl Solares Rivero. La política que sostiene Hansa

Ltda. impulsa a estar más cerca de las necesidades del cliente, manifestaron los organizadores. Por ello la empresa cuenta con tres campos de prueba únicos en el país, ubicados en las principales regionales; (El Alto, Cochabamba y Santa Cruz) que les per-

mite realizar demostraciones de la diversa paleta de productos que tienen en sus diferentes líneas, como ser: compactación, demolición, bombas de agua, soldadura y herramientas forestales, entre otros. Todo esto con el principal objetivo de que los clientes pue-

dan experimentar los equipos en condiciones reales de uso. Una actividad similar se realizará en la ciudad de Santa Cruz en el mes de agosto y se espera una masiva participación de sus clientes en esta ciudad, anunció Hansa. ▲

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EMPRESA

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Foto: Lizzett Vargas /RE

TEXTO: lizzett vargas o.

Antenas para que la cobertura de los equipos de radiocomunicación lleguen a cualquier lugar.

Espectrocom cuenta con un equipo de profesionales altamente capacitados con una basta experiencia en este rubro.

Foto: Espectrocom

Oscar Morant, gerente general de Espectrocom

Foto: Espectrocom

a empresa Espectrocom tiene 6 años de experiencia en el rubro de las telecomunicaciones y seguridad electrónica a nivel nacional, desde entonces ofrece conectividad en diferentes escenarios de acuerdo a la infraestructura y necesidades del cliente, con altos estándares de calidad, seguridad y cuidado con el medio ambiente. La compañía brinda sus servicios a los sectores de petróleo y gas, construcción y agroindustria en sus diferentes líneas de negocios, entre ellas; Enlaces Punto a Punto y Punto Multipunto, Radiocomunicación Digital Mototrbo e Infraestructura de Red y Seguridad Electrónica. Espectrocom se ha consolidado rápidamente en el mercado, principalmente porque a pesar de llevar seis años de funcionamiento cuenta con personal de amplia trayectoria en este rubro, los cuales están a la vanguardia de las nuevas tecnologías del mercado, remarcó, Oscar Morant, gerente general de esta compañía. Por otro lado, agrega que son la única empresa del rubro de las telecomunicaciones y seguridad electrónica que cuenta con tres certificaciones ISO: 9001, 14000 y la 18000. Entre las principales ventajas que ofrece la empresa con el servicio de Transmisión de Datos, que permite a una empresa enlazar toda su información; sistemas de control de operación y telefonía IP desde la ciudad hasta un lugar alejado y conectarse de manera remota, donde las características geográficas no permiten el acceso a otras tecnologías como la fibra óptica. Para ello, Espectrocom cuenta con una estructura de red en diferentes puntos de repetición y a través de la tecnología de redes microondas puedan enlazar una oficina principal con locaciones en lugares remotos. “Este tipo de soluciones proveen al cliente una alta capacidad de ancho de banda, eficiencia, y calidad de servicio asegurado”, puntualizó Morant. Por otro lado, la línea de ne-

Foto: Espectrocom

Espectrocom líder en comunicación y seguridad electrónica

Brindan soporte técnico de manera efectiva y eficiente.

Líneas de Negocios y otros servicios

soluciones en: • Venta de equipos y accesorios originales Motorola. Alquiler de equipos de radiocomunicación • Sistemas de radiocomunicación digital - Mototrbo • Enlaces de datos PTP, PMP y sistemas SCADA

gocios Infraestructura de Red y Seguridad Electrónica, ambas se dedican al cableado estructurado, fibra óptica, control de acceso, cámaras de vigilancia y detección de incendios. “Esta última línea de negocios la introducimos en el mercado hace dos años, la cual

infraestructura: • Torre autosoportada • Torre arriestrada seguridad electrónica • Cámaras de seguridad • Detección de incendios • Acceso de control

infraestructura de red: • Cableado estructurado • Fibra óptica OTROS: • Enlaces para internet • Telefonía IP y voz sobre IP • Televisión satelital

internamente se ha fortalecido a través de proyectos importantes en los rubros de la construcción e hidrocarburos”, afirma Morant. Entre los que menciona su participación en el campo de gas Incahuasi, proyecto desarrollado por la empresa Total E&P Bolivie-TECNA,

donde se hicieron cargo del sistema de Cableado Estructurado, detección de incendios y sistema de circuito cerrado de televisión (CCTV, por sus siglas en inglés) para el campamento de construcción. La participación de Espectrocom en este proyecto demandó

la apertura de una nueva sucursal en Camiri, con el propósito de dar una asistencia técnica más rápida y efectiva tanto al proyecto Incahuasi como a sus clientes ubicados en esta zona. “Además el desarrollo de nuevos proyectos en petróleo y gas, y en la construcción lo convierte en un lugar estratégico para la compañía”, enfatizó Morant. Asimismo ofrece los últimos equipos en radiocomunicación con tecnología digital - Mototrbo, de la marca Motorola. Para Morant la principal fortaleza de esta empresa es el soporte técnico que ofrece a sus clientes, con el que garantizan el funcionamiento de los sistemas adquiridos. ▲

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Petróleo & GAs

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Fotos: Seicamp

La compañía fabrica el 100% de sus albergues, módulos metálicos y todos los equipos para estas instalaciones de campo, los cuales están diseñados y producidos bajo norma ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001.

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TEXTO: Edén García S.

on 12 años de servicios a la industria petrolera, minera, construcción, entre otros, Seicamp se ha consolidado en Bolivia como la compañía líder en logística de campamento, brindando todos los servicios y comodidades requeridas con calidad certificada. Cuenta con tres unidades de negocio que se dedican al diseño y montaje de campamentos, catering, hotelería y transporte pesado y maquinaria. De acuerdo a la compañía, los servicios incluyen diseño, montaje y mantenimiento de las instalaciones, venta o alquiler de albergues pre-fabricados, módulos metálicos, tanques de almacenamiento, plantas de tratamiento de aguas y todo tipo de equipos necesarios para campamentos. Para ello, la compañía creó una división industrial donde se fabrica el 100% de los equipos de campamento, los cuales tienen patente y registro a nombre de SEICAMP SRL, además de ser diseñados y producidos bajo normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, los cuales fueron certificados el año pasado. “Somos la única empresa en Bolivia con capacidad para brindar servicios integrales de diseño, movilización, montaje, operación y mantenimiento, para todo tipo de campamentos a gran escala”, indicó Christian Jáuregui, gerente comercial de Seicamp. Asimismo indicó que con la visión de brindar un servicio integral se creó la unidad de catering y hotelería y se fortaleció el área de transporte y maquinaria pesada. Clientes Seicamp se desenvuelve generalmente en la industria del petróleo y gas, y sus clientes principales son YPFB Corporación, Sinopec, SAExploration, Técnicas Reunidas, Sener, Spiecapag, Tecna, Geokinetics, Global Geophysical, President Energy, Halliburton, AESA, Bolinter, Carlos Caballero, Contreras Hnos, entre otras. Con el objetivo de brindarles un servicio de calidad, la compa-

Los principales clientes de Seicamp provienen de la industria de los hidrocarburos.

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Industria. constituida en el año 2003

Seicamp: servicios integrales en logística de campamento

Es la única empresa capaz de brindar un servicio completo desde el diseño de las instalaciones hasta hotelería y catering.

Datos

ñía prevé para esta gestión iniciar con la certificación de calidad e inocuidad alimentaria para los servicios de montaje de campamentos, catering y hotelería.

Trayectoria Para Jáuregui, en los últimos cinco años el crecimiento de Seicamp ha sido exponencial, ya que los volúmenes de venta de servicios y productos sobrepasaron las expectativas.

eXPORTACIÓN. Seicamp no solamente ha vendido sus productos en Bolivia, sino que también exportó equipos a Colombia, Perú, Paraguay, República del Congo y Papúa Nueva Guinea.

Patente. El 100% de los equipos fabricados están patentados y registrados a nombre de Seicamp SRL.

“Nuestro primer objetivo es consolidar el lugar de liderazgo que tenemos en el sector, implementar los modelos de mejora continua en todas nuestras áreas y fortalecer los lazos con empresas multinacionales para concretar mayores exportaciones”, apuntó. Seicamp fue constituida legalmente en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, Bolivia el año 2003 como sociedad de responsabilidad limitada, con la dirección de

un grupo de profesionales impulsados por la inquietud de brindar apoyo logístico a empresas del sector industrial. En sus inicios era representante oficial de varias marcas de equipos de protección personal. Conforme pasó el tiempo se encontraron nuevas oportunidades de negocio en el campo de la logística de campamento, surgiendo de esa manera la idea de desarrollar un diseño propio de albergues pre -fabricados, el cual actualmente tiene registro de propiedad intelectual a nombre de la empresa. Conseguido este objetivo se lograron importantes contratos para proyectos de sísmica en todo el país e inclusive se exportaron equipos a Colombia, Perú, Paraguay, República del Congo y Papúa Nueva Guinea. Complementariamente se desarrolló un área de metalmecánica donde se producen módulos metálicos para habitaciones, sanitarios, oficinas, tanques estacionarios, plantas de tratamiento de agua residual, plantas potabilizadoras de agua y todo tipo de estructuras necesarias para conformar un campamento completo. ▲

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Petróleo & GAs

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Fotos: Imcruz

Dato

Transmisión. Los vehículos Mazda están equipados con un motor Skyactiv-G, y los clientes podrán escoger entre una transmisión manual de seis velocidades Skyactiv-MT y automática/ secuencial de seis velocidades Skyactiv drive.

de marcha mucho más suaves y al mismo tiempo reducen considerablemente el consumo de combustible. El ejecutivo de Imcruz indicó que en los vehículos equipados con un motor Skyactiv-G, se podrá escoger entre una transmisión manual de seis velocidades (SkyactivMT) y automática/secuencial de seis velocidades (Skyactiv-Drive). La carrocería es 30% más liviana, aunque mantiene todos los estándares de seguridad de la EURO NCAP.

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Novedad. Imcruz representante oficial en Bolivia

Tecnología Skyactiv de Mazda revoluciona el mercado automotriz En el 2012 la marca japonesa, introdujo al mercado esta innovadora tecnología, la cual fue galardonada a nivel mundial gracias a sus múltiples beneficios, incluyendo un menor consumo de combustible y seguridad en su desempeño.

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TEXTO: Edén García S.

mcruz presenta al mercado automotriz boliviano la nueva generación de vehículos Mazda y su tecnología Skyactiv, la cual brinda un mejor desempeño en el motor, chasis y la transmisión del automóvil. De acuerdo a José Luis Asbún, gerente de marca de Mazda en Imcruz, los nuevos motores que ofrece Mazda son revolucionarios y que son desarrollados y usados únicamente por Mazda. “Los pistones son algo realmente excepcional, tienen una for-

ma cóncava y ya no plana, lo cual permite generar una relación de compresión de 13:1. Esta relación de compresión es igual a las de los vehículos Fórmula 1”, señaló el ejecutivo. Asimismo presenta un nuevo sistema de escape 4-2-1 de puerto high tumble que incrementa la salida del motor. La combinación añadida del Skyactiv-Body y SkyactivChassis acentúa el espíritu Jinba Ittai (conexión del conductor con el vehículo), al ofrecer materiales ligeros, pero de alto rendimiento y rigidez para una mayor seguridad. De esta manera el SkyactivBody tiene la función de absorber eficientemente la energía de un impacto desde cualquier dirección, reduciendo la posibilidad de que la estructura de la cabina se vea afectada. La carrocería al ser 30% más liviana, reduce el consumo de combustible, generando importantes ahorros para el propietario. Según Asbún Mazda cuenta con un departamento exclusivo

El sistema MZD Connect permite una conectividad e interacción con los dispositivos móviles.

para diseñar automóviles cumpliendo con normas internacionales como la EURO NCAP. Transmisión Para Mazda de nada serviría bastante dedicación a un nuevo motor sin hacer énfasis en la transmisión y la caja de cambios, por ello, ha desarrollado una nueva generación y reingeniería aplicando la tecnología Skyactiv a las cajas

mecánicas y automáticas. En el caso de las cajas de cambios mecánicas los ingenieros realizaron modificaciones en la estructura de embrague para no perder ni un mínimo de tracción, además de reducir el peso de las mismas y mejorar los ratios de relación de engranajes. Mientras que en las cajas automáticas, se optó por utilizar los ciclos variables que ofrecen cambios

Características generales Los vehículos Mazda cuentan con otras funcionalidades y equipamientos necesarios para el confort y seguridad de los ocupantes. En seguridad incluyen seis bolsas de aire (delanteros, laterales y completos de cortina), apoyacabezas delanteros antilatigazos, frenos de disco traseros macizos y delanteros ventilados asistidos, frenos antibloqueo (ABS) con distribución electrónica de frenado (EBD) y frenado asistido, control dinámico de estabilidad (DSC), entre otros. Para el interior, Mazda desarrolló el sistema MZD Connect, el cual se conecta mediante Bluetooth a un smartphone y puede actualizarse fácilmente para asegurar que los usuarios tengan siempre acceso a las últimas características y servicios sin necesidad de cambiar el hardware. Además cuenta con puntos de acceso a música actuales a través de radio AM/FM estándar, CD, conexiones de puertos auxiliares/ USB y el sistema de audio opcional Bose. Reconocimientos Los modelos de Mazda han sido reconocidos en todo el mundo, logrando diferentes premios prestigiosos, gracias a su diseño y tecnología. En febrero de este año, el Mazda3 recibió el Premio Coche Actual al Mejor Compacto 2015, un galardón otorgado la marca japonesa durante la gala de los Premios Best Cars celebrada en Madrid, España. Mientras que el mes pasado, El fabricante japonés se llevó varios premios por los nuevos Mazda MX-5, Mazda CX-3 y Mazda2, en la ceremonia de la Red Dot Award: Product Design 2015, realizado en Essen, Alemania. ▲

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EMPRESA

Del 16 al 31 de Julio de 2015

Fotos: Lizzett Vargas /RE

Hansa presentó el nuevo y poderoso Audi R8

El destape del auto deportivo provocó curiosidad y emoción entre los invitados a la presentación del R8 en el Audi Center Santa Cruz .

El nuevo modelo se caracteriza por sus faros LED, frenos y hasta por su máxima potencia.

Detalles del Audi R8

TEXTO: lizzett vargas o.

ansa Bolivia trajo el modelo top de gama Audi, el R8, un auto deportivo pero con una versión más dinámica, con el cambio S tronic y con otros elementos en el exterior, interior y en los frenos. Al respecto Joaquin Bertón, gerente nacional de Audi, durante la presentación del nuevo R8, señaló que este versátil modelo tiene un motor de 4.200 cc y 430 hp, capaz de alcanzar en 4 segundos 100 km/h. “Estamos muy orgullosos de traer este modelo, unos de los pocos en Sudamérica, y lo tenemos ahora aquí en Bolivia”, subrayó. Otras de las peculiaridades de este auto alemán, es que fue hecho a mano en un 95%. Los artesanos que fabrican este deportivo tienen más de 40 años de experiencia en su construcción. Son 120 personas a nivel mundial que trabajan solo en este modelo (R8), para sacar al mercado 20 unidades al día, es por ello la particularidad de esta línea, enfatizó el alto ejecutivo nacional de Audi. Bertón añadió que este vehículo ya fue vendido en Santa Cruz, y en otros seis meses introducirán otro al país con la expectativa de llegar a comercializar entre dos a tres por año”, proyectó. La serie R8 ha sido reestructurada incorporando un gran

El volante cuenta con 20 controles, entre ellos 4 nuevos botones satélite.

número de novedades, y se compone ahora de dos variantes de carrocería, Coupé y Spyder, y de tres motorizaciones. Las versiones equipadas con el nuevo cambio S tronic de siete velocidades han mejorado los valores correspondientes a la aceleración estándar en 0,3 segundos cada una, mientras que su consumo ha dismi-

Este motor R8 V8 puede alcanzar una velocidad de punta de 300 km/h.

nuido en hasta 0,9 litros a los 100 km (una reducción de 22 gramos de CO2 por km). El ocho cilindros que monta el Audi R8 V8 entrega 430 CV (316 KW) de potencia, y 430 Nm de par motor entre las 4.500 y las 6.000 rpm. En combinación con el S tronic de siete velocidades, acelera al R8 Coupé hasta los 100 km/h, con

Jéssica Sampaio, Joaquin Bertón, gerente general de Audi y Esthefany Suárez.

salida parada, en 4,3 segundos, y le permite alcanzar una velocidad punta de 300 km/h. El Audi R8 V10 con S tronic resuelve la aceleración estándar en 3,6 segundos y tiene una velocidad punta de 314 km/h. El diez cilindros rinde 525 CV (386 KW) y genera 530 Nm de par motor en el cigüeñal a 6.500 rpm. ▲

cARROCERÍA. De aluminio en construcción ASF: 210 kg en el Coupé y 216 kg en el Spyder. MOTORES. V8 y V10 con cilindradas de 4,2 y 5,2 litros. potencia. De 430 CV 316 (KW) ó 525 CV (386 KW). Mejor aceleración y menor consumo que en el anterior. Transmisión. Cambio manual de seis marchas ó nuevo S tronic de siete velocidades. Tracción integral permanente quattro con distribución del par con carga mayor en el eje trasero. TrEN DE RODAJE. Suspensiones de brazos transversales dobles de aluminio. equipamiento. Faros LED , entre otras innovaciones.

Leonardo Ville y su staff de modelos posaron con los altos ejecutivos de Audi.

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empresa

TEXTO: lizzett vargas o.

n menos de un año de operaciones, la plataforma tecnológica LBC Express de La Boliviana Ciacruz Seguros benefició a miles de usuarios y clientes de la entidad con la agilización de sus servicios, la atención oportuna y la simplificación y modernización de los procesos de atención. LBC Express está compuesto por Móvil LBC Express, Pago Express y Atención Express que ofrecen al usuario de la entidad beneficios únicos en el mercado de los seguros. Móvil LBC Express es un producto tecnológico que ofrece servicios únicos en el mercado de los seguros a través de una aplicación gratuita para teléfonos inteligentes. Con LBC Express, los clientes de la aseguradora tienen a su disposición servicios esenciales de la empresa a un toque de pantalla. Desde su lanzamiento, la aplicación LBC Express registró cerca de 3.000 descargas efectivas y el botón SOS es la función más utilizada porque permite, con un solo toque, contactarse con el Call Center de La Boliviana Ciacruz Seguros. En los cinco meses que operó en el 2014, el servicio entró en funcionamiento en julio pasado, LBC Express atendió 700 casos en La Paz y Santa Cruz. “Con la aplicación, el cliente valora que el ejecutivo se haga presente en el lugar del siniestro. Siente el respaldo de la compañía, haciéndole ver que su tiempo es importante”, asegura Patricia Céspedes, gerente nacional de Reclamos de LBC. Otro producto importante de la plataforma es Pago LBC Express, un servicio que permite pagos simplificados hasta $us 1.000 o su equivalente en moneda nacional por la indemnización de un siniestro. Gradualmente, Pago LBC Express se ha convertido en un servicio importante para La Boliviana Ciacruz. Así, de los 19.000 pagos que se realizaron en los últimos nueve meses, 3.000 fueron realizados por esta vía. “Se mejora el alcance del servicio, se optimiza la atención a los clientes de La Boliviana Ciacruz Seguros, se acerca la empresa al cliente, se acortan los tiempos, se facilitan los cobros por siniestros y se brinda mayor comodidad a los usuarios de la empresa”, explica Céspedes. Las ventajas de este servicio saltan a la vista pero, sin duda, el más evidente es la significativa disminución en el tiempo en el pago: en promedio, el tiempo de atención disminuyó de una se-

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Siniestros tienen ahora un SOS inmediato gracias a la app móbil LBC Express Fotos: LBC

Patricia Céspedes, gerente nacional de Reclamos de LBC y desarrolladora de la moderna plataforma de atención al cliente.

Cifra

700 casos

servicio. Número de casos atendidos en los últimos cinco meses que operó en 2014, datos registrados en La Paz y Santa Cruz.

mana a entre uno y dos días, como máximo. Finalmente, Atención LBC Express permite atender de forma rápida y oportuna al cliente cuando su vehículo sufre un siniestro. El servicio está disponible en Santa Cruz y La Paz para siniestros con daños propios y responsabilidad civil menores a $us 1.000. Para ofrecer mayor tranquilidad y el respaldo de la compañía, un inspector de La Boliviana Ciacruz Seguros atiende personalmente el siniestro. Este procedimiento acorta los tiempos de atención y ofrece asesoramiento y servicio personalizado, generando en el cliente, la

Logros destacados Pago LBC Express se ha convertido en un servicio importante para La Boliviana Ciacruz. Así, de los 19.000 pagos que se realizaron en los últimos nueve meses, 3.000 fueron realizados por esta vía.

confianza y tranquilidad de que un personero de su empresa aseguradora le acompaña y atiende durante un percance de este tipo.

“Con la aplicación, el cliente siente el respaldo de la compañía, haciéndole ver que su tiempo es importante”

⇒ Patricia Céspedes, gerente nacional de Reclamos de LBC

Móvil LBC Express es una aplicación de atención gratuita para sus asegurados.

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electricidad

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hito. Tras 60 años de espera

Fotos: Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

Se reinician estudios de hidroeléctrica El Bala ┣ La empresa italiana Geodata Engineering, con 30 años de experiencia, es la que se adjudicó el proyecto con una propuesta de $us 22 millones. Se estima un potencial de generación que oscilaría entre 1.600 a 4.000 MW.

TEXTO: redacción central

inicios de este mes la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) Corporación firmó el contrato de Estudio de Identificación del Proyecto Hidroeléctrico El Bala con la empresa Geodata Engineering SA en presencia del presidente de Bolivia, Evo Morales, y del ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez. "Escuchamos que una de las plantas hidroeléctricas más grandes sería El Bala. Desde que

La Cifra

3000 MW

electricidad. Es la cantidad de megavatios que Bolivia exportará hasta el año 2025 ,según las previsiones del ministro Sánchez.

llegué al Gobierno dicen que hay proyecto, pero no hay. Otros dicen que hay que hacerlo y por fin decidimos cómo acelerar la inversión en las plantas hidroeléctricas", destacó el Primer Mandatario. Por su parte el ministro Sánchez expresó que se tuvo que esperar 64 años para actualizar estudios de la hidroeléctrica El Bala, puesto que los últimos se habían efectuado en 1950 y a partir de esa fecha no se había hecho nada. “En la línea del Presidente de consagrar a Bolivia como Corazón Energético de Sudamérica, se empezó el estudio de identificación de un proyecto ansiado de los

El proyecto

• Se localiza sobre el Río Beni, en el tramo conocido como el estrecho o angosto de El Bala, a 16 km aguas arriba de las poblaciones de San Buenaventura, en el departamento de La Paz y Rurrenabaque, en el Beni. Eduardo Paz presidente de ENDE (Izq) firmó junto al representante de Geodata Engineering el contrato para el estudio de identificación del proyecto hidroeléctrico El Bala.

paceños y un regalo importante en su mes aniversario y no sólo de los paceños sino de toda Bolivia, porque los recursos que tiene esta hidroeléctrica están entre 1.600 y 4.000 megavatios (MW), por lo que será una obra importante”, resaltó la autoridad. Este proyecto se localiza sobre el Río Beni, en el tramo conocido como el estrecho o angosto de El Bala, a 16 km aguas arriba de las poblaciones de San Buenaventura, de la provincia Abel Iturralde, en departamento de La Paz y Rurrenabaque, de la provincia Gral. Ballivián en el departamento del Beni. El ministro explicó que la

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, impulsa la integración energética con países vecinos.

empresa italiana Geodata Engineering es la que se adjudicó el proyecto, con un precio de $us 22 millones, siendo que el referencial era de $us 24,6 millones. Geodata es una sociedad con más de 30 años de experiencia en el diseño de obras civiles, principalmente subterráneas y actualmente está ejecutando proyectos en más de 25 países con empresas y filiales. Inversiones en generación eléctrica “Al 2025 deberíamos haber exportado 3.000 MW, puesto que según los trabajos que realizamos constantemente hemos visualizado que se tendrán alrededor de 10.000 MW que Bolivia tendrá de excedentes para la exportación”, destacó el ministro. Los proyectos hidroeléctricos en ejecución son Misicuni, San José y Miguillas, los cuales entrarán en operación el 2016, 2017 y 2019 respectivamente, con lo que estas tres hidroeléctricas aportarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN) una potencia de 447 MW. Otro proyecto que se ejecuta es la hidroeléctrica Rositas cuyo estudio a diseño final fue adjudicado en los anteriores meses, la cual generará en su primera fase 400 MW pero con un potencial de más de 3.000 MW”. Para este año se tiene previsto también licitar los estudios a diseño final de los proyectos Carrizal, Ivirizu, Banda Azul y Molineros,

los cuales hacen una suma de 823 MW según estudios preliminares. En lo que respecta a los proyectos de energías alternativas está en ejecución el proyecto eólico de Qollpana, Geotermia Laguna Colorada. “Los proyectos en estudio son 10, tanto eólico, solares, biomasa y geotérmicos que suman los 250 MW”, añadió. Integración energética En lo que respecta a la integración energética de la región, indicó que con “Brasil tenemos un acuerdo entre la Empresa Electrobras y ENDE, que fue aprobado en su directorio, van a trabajar en hidroeléctricas, termoeléctricas y líneas de transmisión, por lo que hay un potencial que es posible exportar de 8.000MW entre el año 2023 y 2025”. Con la Argentina se construirá una línea entre Yaguacua – Tartagal, con el Perú de igual manera con Mazocruz Puno y con Paraguay entre Yaguacua – Estigarribia. “En conclusión entre los proyectos que están en ejecución y en estudio a diseño final, hasta el 2020 tendremos un excedente de 2.500 MW y el 2025 de cerca de 10.000 MW. Agradecerle Presidente por la confianza que nos ha dado al Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la confianza que le da a ENDE de poder desarrollar el pilar energético de consagrar su desarrollo y mejorar la calidad de vida de los bolivianos”, finalizó el ministro. ▲

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Petróleo & GAs

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Del 16 al 31 de Julio de 2015

Gas. en municipios del departamento de la paz

Inician construcción de estaciones de regasificación Foto: YPFB

┣ Con una inversión de alrededor de $us 9 millones, se construirán las unidades regasificadoras, en tres municipios que recibirán el GNL de la planta ubicada en Río Grande, Santa Cruz. Se realizarán 6.868 conexiones de gas domiciliario.

TEXTO: redacción central

PFB realizó la entrega de órdenes de proceder para que se inicie la construcción de estaciones satelitales de regasificación (ESR) en los municipios de Achacachi, Copacabana y Desaguadero, del departamento de La Paz, según un comunicado de la compañía. Esta actividad se realizó en el marco del proyecto de Sistema Virtual de Gas Natural Licuado (GNL) que desarrolla la estatal petrolera con el fin de proveer gas a poblaciones donde los gasoductos no llegan. En el acto, el máximo ejecutivo de la estatal petrolera, Guillermo Achá, entregó la orden de proceder a la empresa Inmacbol SRL,

Inmacbol SRL se encargará de la construcción de las regasificadoras.

que se encargará de la construcción de las ESR. En la construcción de las estaciones de regasificación YPFB invertirá Bs 62,45 millones (alrededor de $us 9 millones). La fiscalización estará a cargo de la empresa Bureau Veritas. Proceso Cabe recordar que en septiembre del año pasado, se puso

Datos

Planta. La planta de GNL instalada en Río Grande procesará 12.8 millones de pies cúbicos por día para producir 210 toneladas de GNL que serán transportados hasta las ESR, en cisternas criogénicos.

en marcha la planta de GNL en Río Grande, Santa Cruz, con capacidad

Distribución. El gas líquido será regasificado en las ESR y luego, a través de redes de gas, será distribuido hasta los domicilios, comercios, industrias y las estaciones de servicio a GNV.

para procesar 12.8 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas y

convertirlo en estado líquido. Luego, el GNL se transportará en cisternas criogénicas hasta las ESR, donde se lo transformará nuevamente a su estado natural gaseoso. De acuerdo con YPFB, las estaciones contarán con almacenamiento de GNL, bombas de alta y baja presión, vaporizadores ambientales y una unidad de regulación, medición y odorización. Conjuntamente la inversión asociada a las ESR, se ejecutan proyectos para instalaciones de redes de gas y estaciones de servicio de GNV (gas natural vehicular), haciendo un total de Bs 97,57 millones (alrededor $us 14 millones) destinados al abastecimiento de gas natural en esas tres poblaciones. Usos y beneficios Entre los beneficios de la construcción de las ESR en los tres muinicipios figuran la instalación de gas natural domiciliario, con un total de 6.868 conexiones, el uso del GNV y mejores condiciones para la generación de nuevos proyectos que favorezcan a cada población. Además, este proyecto permitirá sustituir el consumo de GLP, gasolina y diésel oíl. ▲