Foto: YPFB
PETRÓLEO & GAS
YPFb casa matriz e YPFB Chaco ‘cerrarán’ 13 pozos petroleros este año YPFB Casa Matriz ejecutará el abandono definitivo de siete pozos con un presupuesto inicial de Bs 16 millones. YPFB Chaco cerrará otros seis, mienP. 12-13 tras que YPFB Andina remediará un área.
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ISSN 2070-9218
Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 73
Del 1 al 15 de Marzo de 2012
Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Imagen: Reporte Energía
INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
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pioneros en medir nuestra ‘huella de carbono’ Reporte Energía, es el primer medio de comunicación del país que midió sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero, como parte de su RSE en materia de cambio climático. El cálculo efectuado por la consultora SASA y verificado por Ibnorca señala que la Huella de Carbono es 39,48 toneladas de CO2-e para el 2010. Se aplicará planes de eficiencia energética, manejo de residuos y se protegerá la reserva El Choré.
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a experiencia de BZ Group, casa editorial de Reporte Energía, forma parte del proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, financiado por la CAF, en el que se midió las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de nueve empresas y organizaciones de Bolivia. Tras la conclusión de esta actividad piloto están dadas las con-
Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica
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diciones en el país para la realización de inventarios de GEI y su correspondiente validación y verificación. Asimismo emergió un esquema de ‘neutralización’ de emisiones, en el que las empresas podrán apoyar iniciativas nacionales de reducción de CO2-e, con lo que mitigarán totalmente su impacto en el cambio climático.
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Potencial minero del escudo precámbrico aún no es explotado a gran escala
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En diez años el consumo de energía creció en 68,6% .
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Sugieren utilizar las RIN en la industrialización del gas y GNL. Gobernaciones piden exclusividad en fiscalización de regalías.
Inversiones en exploración se multiplican en países vecinos
LO ÚLTIMO
EDITORIAL
Perú ‘cumplidor’ de Norma de Transparencia Global
EL NUEVO PLAN EXPLORATORIO
Se anunció que Perú y Mauritania se encuentran en cumplimiento de las normas de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI), que asegura la responsabilidad con respecto a los ingresos de los sectores extractivos de los países, según un reporte de PRNewswire. El cumplimiento con la EITI implica que el país cuenta con un proceso efectivo para la revelación y la reconciliación anual de todos los ingresos de sus sectores extractivos, lo que permite a los ciudadanos ver cuánto recibe su país de sus empresas de petróleo, gas y minería.
YPFB invertirá $us 59 MM en complejos de refinación Para ampliar su capacidad de procesamiento, a fin de obtener 5.500 barriles por día (BPD) de combustibles líquidos en las refinerías estatales Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, YPFB Refinación destinará en esta gestión $us 59 millones. Para el efecto se implementará un horno de crudo cilíndrico vertical en la refinería de Cochabamba que permitirá incrementar 1.000 BPD. En tanto, en la refinería Guillermo Elder Bell, ubicada en Santa Cruz de la Sierra, se tiene previsto aumentar la capacidad de procesamiento en 3.000 BPD.
Culminó Capacitación en Monitoreo Socio-Ambiental Concluyó el “Programa de Capacitación en Monitoreo Socio–Ambiental” para el Pueblo Guaraní, en la población de Camiri, en el departamento de Santa Cruz, que fue impulsado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través del Viceministerio de Desarrollo Energético. Con este programa se beneficiaron 25 estudiantes que ahora tienen la formación de peritos en monitoreo socio ambiental tanto, en el área hidrocarburífera o cualquier proyecto industrial que se desarrolle en la zona. Los beneficiados fueron jovenes guaraníes del Chaco boliviano.
YPFB ha propuesto un nuevo plan exploratorio de hidrocarburos a mediano plazo, como respuesta a los constantes cuestionamientos respecto a la seguridad de cumplimiento de los compromisos de exportación de gas natural a Brasil y Argentina, así como la provisión preferencial al mercado interno. La producción actual que bordea los 45 MMMCD, no alcanza, y es un discurso redundante, para abirir nuevos mercados y por ello se propone subir la misma a por lo menos 75 MMMCD para el 2020, encarando una muy agresiva campaña exploratoria tanto en la zona tradicional como en las áreas fiscales cuyos prospectos parecen ser atractivos a pesar de la poca información con la que se cuenta. Sin embargo, debemos ver con buenos ojos la propuesta de atraer nuevos actores a la arena, aprovechando la presencia de grandes jugadores internacionales y las características geológicas de las zonas donde se ofertan 14 áreas con potencial hidrocarburífero en Bolivia. Algunos analistas consideran demasiado tardía la reacción oficial a la in-
DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com
evitable agenda de demandas de gas y líquidos que debe cumplirse con perentoriedad. Es decir que de no encararse la prospección petrolera de inmediato, no nos alcanza el tiempo para desarrollar los campos y producir de acuerdo a las demandas comprometidas y mucho menos para encarar nuevos mercados. YPFB ha presentado en los últimos cinco años varios planes agresivos y millonarios para responder a la coyuntura y los contratos, sin embargo el incremento de producción ha sido relativamente lento y ello no deja de poner nerviosos a los interesados. Hoy, más que nunca urge encarar con seriedad dos aspectos fundamentales: el primero y el más urgente y que se encuentra en manos del ministro Sosa es el de definir los aspectos más sensibles de la nueva ley de hidrocarburos, es decir aquellos referidos al government take y los incentivos exploratorios. Además de ponerle fecha al tratamiento y promulgación de la nueva ley, lo que ayudará a develar la incertidumbre sobre el marco legal que regirá la futura
relación contractual entre el Estado boliviano y los inversionistas extranjeros. Por otro lado, se encuentra el aspecto contractual mismo, ya que los nuevos interesados querrán conocer a detalle el modelo de contrato que Bolivia le propone para poder asumir el riesgo de capital que implica cualquier proyecto exploratorio encarado con recursos de inversión. De todos modos, lo peor es quedarse de brazos cruzados y esperar. La actitud asumida por la estatal petrolera puede necesitar ajustes, pero no podemos acusarla de estática. Ahora bien, esperamos que el resto del aparato del Estado acompañe la inicitiva y se realicen a la brevedad los ajustes estructurales que devuelvan el interés de las multinacionales y empresas nacionales de hidrocarburos de países afines y no afines ideológicamente y nos pongamos a hacer negocios. Recordemos que cada centavo que Bolivia invierte y cada centavo que gana se lo debe a todos los bolivianos. Buena suerte.
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Nuestra preocupación como consejo es que no somos incluidos en la concertación del anteproyecto de nueva Ley Minera y todo lo que se conoce es de manera extraoficial
Walter Morochi, presidente del Consejo Minero de Gobernaciones (Comingob)
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Minería Foto: Archivo Reporte Energía
gobernaciones del país en alerta
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piden exclusividad en fiscalización de regalías mineras Según versiones extraoficiales, en la nueva Ley Minera esta competencia sería compartida con Senarecom. TEXTO: Edén García s.
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as secretarías de minas de los Gobiernos Departamentales del país observan con preocupación la posibilidad de compartir la facultad de fiscalización de las regalías de este sector con el Servicio Nacional de Registro y Control de la Comercialización de Minerales y Metales (Senarecom), ya que - afirman - se podría entorpecer y hasta perder la tuición de esta competencia. Actualmente las normas establecen que las prefecturas (ahora gobernaciones) tienen la facultad de percibir, recaudar y fiscalizar las regalías mineras de los proyectos que se desarrollan en su jurisdicción. “En el borrador del nuevo código minero se conoce de manera extraoficial que la fiscalización la realizarán las gobernaciones en coordinación con Senarecom, por lo que podríamos perder este derecho”, advirtió, Nilton Miranda, director a.i. de Hidrocarburos y Minas del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz. En su criterio, la fiscalización, recaudación y administración de las regalías mineras debe
mantenerse únicamente “en manos” de las gobernaciones tal como se encuentra normado en el Decreto Supremo 29577. Señaló que todavía se desconoce que implicaría esta coordinación ya que estará sujeta a reglamentación, pero que “a priori” supondría estar supeditado al ente central, entorpeciendo la labor fiscalizadora. Para el asesor jurídico de la Secretaría de Minería y Metalurgia del Gobierno Departamental de Potosí, Pablo Flores, los borradores de la nueva Ley Minera aparte de establecer la fiscalización compartida, no incluyen la participación de las gobernaciones en el desarrollo del sector minero en general, sino que el Gobierno Nacional centraliza todas las competencias. “Por ejemplo en el artículo 47 de la Ley 1777 se determina la realización de inspecciones sorpresivas, pero en los borradores de la nueva norma las gobernaciones no figuran en el desarrollo del sector minero”, afirmó. En esta misma línea, Daniel Centeno, asesor técnico de la Gobernación de Tarija, dijo que es importante que los entes administrativos departamentales tengan control de la explotación que se realiza por su implicación en el pago de regalías.
Gobernaciónes exigen que el artículo 47 de la Ley 1777 se mantenga y adapte en la futura norma minera.
Anunció que en poco tiempo Tarija será conocida no solamente por los hidrocarburos, sino por el desarrollo de diferentes prospectos mineros de hierro, silicio y otros minerales. A su turno, Walter Morochi, secretario de Minería del Gobierno Departamental de Oruro señaló que se realizaron diferentes congresos para concertar la nueva ley del sector, pero que las gobernaciones no fueron convocadas a participar. “Nuestra preocupación como Consejo es
que no somos incluidos en la concertación del anteproyecto de nueva Ley Minera y estamos esperando que nos den un borrador, ya que todo lo que se conoce es de manera extraoficial”, añadió el también presidente del Consejo Minero de Gobernaciones. Sostuvo que el artículo 47 de la Ley 1777 (actual Código Minero) que permite a las autoridades departamentales realizar inspecciones en instalaciones de los operadores mineros es muy importante, por lo que debe mantenerse en la futura norma minera. ▲
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TEXTO: edén garcía s.
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ese al gran potencial mineralógico que existe en los Escudos del Precámbrico en el oriente boliviano, estos recursos todavían no son explotados a gran escala debido a la falta de inversiones de alto riesgo en proyectos de exploración, según Michel H. Biste, geólogo consultor. Los Escudos del Precámbrico comprenden zonas de rocas muy antiguas que tienen entre 570 y 1.500 millones de años. Concentran importantes riquezas mineralógicas en todo el mundo. “El departamento de Santa Cruz no mueve grandes volúmenes debido a la escasez de reservas comprobadas de mineral, ya que en los últimos años no se registraron inversiones de alto riesgo en proyectos de exploración por la falta de la aprobación de la nueva ley de este sector”, señaló. Sin embargo, afirmó que con la aprobación de la nueva norma se podría generar un ciclo de inversiones destinadas a proyectos de exploración. Aunque en este caso, los yacimientos encontrados entrarían recién en producción mínimamente en cuatro años más. A su criterio, todos los escudos del Precámbrico del mundo tienen concentraciones extraordinarias de metales y el oriente boliviano no es una excepción. Detalló que existe un mayor potencial para yacimientos polimetálicos del tipo de sulfuros masivos volcanogénicos como los que se encuentran en el proyecto Miguela en Guarayos, mineralizaciones auríferas en zonas de vetas de cizalla en la zona de San Ramón, San Javier y Medio Monte, tierras raras en la provincia Velasco, pegmatitas tantalíferas en la provincia Ñuflo de Chavez y la posibilidad de nuevos cuerpos mineralizados de oro, cobre y plata en los alrededores de la mina Don Mario. “También existen indicaciones positivas para cromo, níquel y platinoides ya reconocidos por el Proyecto Precámbrico hace 35 años”, puntualizó. Para descubrir nuevos yacimientos se tienen que aplicar los métodos más modernos de exploración tal como los estudios realizados en Canadá, Australia, India, África y Brasil donde se tuvo éxito. Entre los trabajos que se deben realizar, Biste mencionó al mapeo geológico, geoquímica, geoeléctrica, utilización de sistemas de posicionamiento e imágenes de satélite, para luego combinar toda esa información en un
santa cruz no mueve grandes volúmenes debido a la escasez de reservas comprobadas de mineral, ya que en los últimos años no se registraron inversiones de alto riesgo
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Michel H. Biste, geólogo consultor en manejo de recursos mineralógicos
escudos del precámbrico concentran ricos minerales
Potencial minero no es aprovechado en el oriente De acuerdo al criterio del geólogo consultor, Michel H. Biste, el estancamiento se debe a la falta de inversiones en exploraciones mineras. Urge la aprobación de la nueva Ley del sector. Archivo Reporte Energía
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Escudos del precámbrico formación. Es una zona de rocas muy antiguas que tienen entre 570 y 1500 millones de años. Concentra importantes riquezas mineralógicas en todo el mundo. Bolivia. Según datos de Biste, el Precámbrico representa el 20% del territorio nacional y se encentra en el oriente boliviano. área. Solamente un 30% (66.000 Km2) del Precámbrico en Bolivia está geológicamente reconocido. potencial. En el oriente del país existe potencial para yacimientos polimetálicos del tipo sulfuros volcanogénicos, mineralizaciones auríferas, tierras raras, pregmatitas tantalíferas y otras.
sistema geográfico que permita llegar a una buena interpretación. “Actualmente, existen más facilidades ya que las computadoras son más baratas y potentes, el software es económico y mucho más fácil de usarlo y la materia prima que se usa, que son las imágenes, se consigue a precios relativamente bajos en comparación con años anteriores”, aseveró. Para el futuro cercano el experto vislumbra un leve incremento de la producción de oro, cobre y plata, debido a la expansión de la producción en la mina Don Mario y un estancamiento del estaño, puesto que los depósitos reconocidos en el oriente boliviano, particularmente en Guarayos y Lomerío son escasos y pequeños. En este marco se conoció que la producción de tantalita que en el 2011 alcanzó 31,5 toneladas, podría incrementarse si los precios se mantienen altos. Según datos oficiales que maneja el consultor, el departamento de Santa Cruz obtuvo en el 2010 y 2011 regalías mineras por un valor de $us 1.94 millones y $us 1.53 millones, respectivamente.
Se afirma que la aprobación de la nueva Ley Minera atraerá inversiones a gran escala en el oriente boliviano.
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Para descubrir nuevos yacimientos se tienen que aplicar los más modernos métodos de exploración, tal como los estudios realizados en Canadá, Australia, India, África y Brasil, donde se obtuvo un gran éxito
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ela sísmica 3D de Chimoré es uno de los proyectos más grandes que tiene la compañía YPFB Chaco para la presente gestión y cuyo único fin es aumentar la producción
Rafael Martínez Vaca, presidente ejecutivo de YPFB Chaco SA
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breves Foto: CRE
inversión de $u 32 millones de YPFB chaco
iniciaron movilización en sísmica 3D de Chimoré YPFB Chaco SA inició la movilización de equipos y construcción del campamento base del proyecto de adquisición sísimica 3D de Chimoré, a través del cual se pretende definir nuevas oportunidades de exploración y desarrollo de reservas que incluye los campos Bulo Bulo, Katari, y los bloques de exploración Isarzama, San Miguel y Chimoré I, indicó la compañía subsidiaria de YPFB Corporación. El objetivo de obtener información 3D del subsuelo en el área estratégica de producción de gas y líquidos es de generar nuevos prospectos y oportunidades para el reemplazo e incorporación de nuevas reservas de gas y condensado. Se estima un potencial de recursos de 0.5 a 0.9 TCF que pueden ser desarrollados en el futuro. El presidente ejecutivo de YPFB Chaco, Rafael Martínez Vaca, informó que la sísmica 3D de Chimoré es uno de los proyectos más “grandes” que tiene la compañía para la presente gestión y cuyo único fin es aumentar la producción. El costo total de la inversión del proyecto es de $us 32 millones y las profundidades estimadas de los objetivos geológicos a ser investigados varían entre 2.500 a 4.500 m de profundidad. La superficie que cubre un área de 410 kilómetros cuadrados será ejecutada en un tiempo estimado de ocho meses, por la empresa South American Exploration (SAE), que se adjudicó este contrato a través de un proceso de licitación pública internacional. Si bien el campamento base estará listo en la primera semana de marzo, los resultados finales podrán ser materializados en proyectos de perforación a partir de 2013.
Previo al inicio de las operaciones de la sísmica 3D de Chimoré, en diciembre de 2011, se inició la sensibilización del área con el fin de iniciar un buen “proceso de consulta y participación”, etapa que por Ley es ejecutada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la cual concluyó con un acta de validación de acuerdos. Actualmente se tiene un avance de un 60% de la etapa de socialización y un 34% en la fase de permisos (con propietarios). El área que cubre la sísmica se encuentra ubicada en la provincia Carrasco, municipios de Entre Ríos y Puerto Villarroel del departamento de Cochabamba. La zona de influencia tiene aproximadamente 60.000 habitantes, entre Isarzama y Bulo Bulo. Asimismo está conformada por dos alcaldías, cinco subalcaldías, dos federaciones, 12 centrales y 97 sindicatos.
Sísmica 3D de Chimoré • Tipo de Operación Sísmica: Heliportable con explosivos sísmicos. • El proyecto cubrirá un área de 410 km2. • Personal: aprox. 1000 personas ( 2.0 – 2.5 MM de horas-hombre ). • Transporte: 60 vehículos (260.000 km). • Adicionalmente se requerirá el uso de 2-3 helicópteros. • La longitud total de apertura de brechas es de 1700 km. • Se perforarán 10.600 pozos (9 metros / 4 kg de explosivos). • Tiempo de Ejecución: 8-9 meses.
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Actual directiva del Consejo de Administración de la CRE
CRE renovó directorio de Administración y vigilancia La Cooperativa Rural de Electrificación (CRE Ltda.), en conformidad con lo determinado por los artículos 44 y 68 de su Estatuto Orgánico, nominó las directivas de los Consejos de Vigilancia y Administración, según un comunicado institucional. Una vez aprobada la renuncia del titular saliente, se procedió a elegir la nueva directiva por la gestión 2012-2013 y quedó conformada por Miguel Castedo Suárez, como presidente; Carlos Paz Chávez, vicepresidente; José Alejandro Durán Reck, tesorero; Ramón Darío Ibáñez Calderón, secretario y como vocales, Rosa Cuéllar, Omar Chávez, Oscar terceros, Roberto Jordán y José Luis Sciaroni Cuéllar. Sciaroni asumió la titularidad en el consejo de Administración ante la vacancia que se produjo luego de la renuncia presentada por el presidente saliente, según el artículo 55 del estatuto. Castedo es empresario de la construc-
ción y ganadero, nacido en Concepción de padres chiquitanos. Anteriormente era el tesorero del consejo de Administración. En lo que respecta al Consejo de Vigilancia, de acuerdo al artículo 68 de la normativa interna, se procedió a elegir la directiva y los mismos tomaron a decisión de ratificar la directiva presidida por carlos Colanzi Zeballos, como presidente; Javier Arze, vicepresidente; Nancy Tambo, secretaria y como vocales Carmen Medina viuda de Pinto, Luis Roca y Salinas. Los consejeros en actual vigencia, elegidos en Asamblea General Ordinaria (2007, 2009 y 2011) están en la obligación de conformar una directiva anual designando de entre ellos a un presidente, un vicepresidente, un secretario y un tesorero, en el caso del consejo de administración. Este año la cooperativa cruceña cumple 50 años. Fue fundada el 14 de noviembre de 1962 y actualmente cuenta con 462.500 socios y usuarios.
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A partir de tomar conciencia de cuál es el aporte en emisiones de gases de efecto invernadero, se comienza a tomar acciones para reducir las mismas. ese es el tema de fondo
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Juan Carlos Enriquez U., presidente de Servicios Ambientales SA Eduardo Zabala / Reporte Energía
JUAN CARLOS ENRIQUEZ U., PRESIDENTE DE SASA
‘Más Empresas se interesan en la mitigación del cambio climático’ El experto menciona que se busca difundir en el país la Norma Boliviana ISO 14064, que era prácticamente desconocida. TEXTO: franco garcía s.
¿Cuál es el significado del proyecto de identificación de la huella de carbono? Es un proyecto, con apoyo de la CAF, que se ha ejecutado de manera conjunta entre el Ibnorca y Servicios Ambientales, consultora que trabaja desde 1998 en cambio climático, desde el punto de vista de la empresa, de los negocios y oportunidades que se generan a partir de los nuevos desafíos que se están planteando a nivel global. Asimismo se contempla la aplicación de la Norma Boliviana ISO 14064, que está en vigencia desde 2005, pero que tuvo poca difusión. Por ello, uno de los objetivos centrales de este proyecto es su difusión. En primera instancia lo que se ha trabajado es un grupo de experiencias piloto con distintas empresas y organizaciones del país, entre las que se encuentra BZ Group (casa editorial de Reporte Energía), a quien felicitamos por la iniciativa y por el liderazgo que está asumiendo en implementación de esta herramienta aquí en Bolivia en el rubro de las revistas y la difusión gráfica. Hay otras empresas que también están incluidas en el proyecto. En el caso de Santa Cruz está Aceite Fino, Saguapac y Fundación Natura. A nivel país está el Banco BISA, Swiss Contact, Fundación Inti –Illimani, Energética y organizaciones de distintos rubros que tomaron el liderazgo en el país para trabajar estos temas asociados con cambio climático. ¿Cuál es el objetivo y avance obtenido en esta iniciativa? El primer objetivo era dar a conocer la existencia de la norma ISO 14064. Hay otras que son de conocimiento más difundido pero esta estaba con perfil muy bajo. Lo que nos permitió este proyecto es sacar a flote esta norma boliviana y a partir de los cálculos, mediante la aplicación de los protocolos, dar a conocer en las organizaciones las implicaciones de las emisiones y sus efectos en cualquier actividad humana. Los diferentes tipos de rubros: cooperativa de agua, alimentos, industria gráfica,
banca y organizaciones que trabajan con el área rural, son diferentes pero todas ellas pudieron conocer cuál es su contribución al cambio climático, y a partir de ello tomar conciencia de cuál es ese aporte, en términos de emisiones de gases de efecto invernadero a fin de ejecutar acciones para reducir las mismas, ese es el tema de fondo. Por efecto de esas acciones de reducción se mermará el impacto que se causa en el medio ambiente y en el cambio climático, pero además las organizaciones se volverán más eficientes porque la contraparte, o la otra cara de la medalla de la huella de carbono, tiene que ver con las emisiones que yo genero con mi consumo de energía. ¿Cómo ve el camino de empresas y organizaciones para llegar a ser neutras en carbono? Esa es la aspiración a futuro. En el caso particular de las organizaciones con las que hemos trabajado, una vez que se conoce la línea base, existe un conjunto de acciones que permitirán reducir sus emisiones para que en algún momento se vuelvan neutras en carbono. Lo importante es que internamente las organizaciones a futuro comiencen a reducir sus emisiones con la guía de buenas prácticas desarrolladas en este proyecto e inicien por ejemplo un uso más eficiente de la energía eléctrica, de los sistemas de transporte, público o privado y de la generación de residuos. Las acciones internas implican comenzar por casa y luego a partir de ahí se puede avanzar en procesos más ambiciosos e innovar en cuanto a fuentes de energía, usando paneles solares y otros. La otra parte importante de esta actividad, en la perspectiva de volverse neutro en carbono, abarca la compensación del saldo de emisiones que quedan. Luego de haber desarrollado acciones internas y posiblemente haber trabajado algo en innovación, en equipos y tecnologías, viene el tema de la compensación por la vía de adquirir algunas reducciones de emisiones de proyectos que se ejecutan en el país, porque ese es uno de los objetivos centrales de esta iniciativa: que se generen sistemas internos de compensa-
El ejecutivo ponderó el compromiso de empresas bolivianas en mitigar su impacto en el medio ambiente.
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Lo importante es que internamente las organizaciones comiencen a reducir sus emisiones con la guía de buenas prácticas de este proyecto e inicien por ejemplo un uso más eficiente de la energía eléctrica
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ción de emisiones, alternativos al mercado externo. Explique por favor a detalle el mecanismo de compensación en el mercado interno. Esto lleva consigo su propia dinámica, puesto que permitiría que organizaciones que tienen su huella y que tienen un diferencial negativo adquieran algunas reducciones de emisiones de proyectos que tengan un perfil social, como en el caso de la Fundación Natura que tiene a su cargo la conservación de los bosques de El Choré, o la fundación Inti Illimani con cocinas solares en los Yungas de La Paz, o con el trabajo que estamos haciendo con Swiss Contact en Cochabamba con habilidades artesanales. Entonces esas tres actividades que también tienen sus huellas van a poder recibir recursos de las otras organizaciones y empresas que tienen la necesidad de neutralizar parte de su huella de carbono. De esta manera estos sectores que tienen recursos podrán masificar el uso de estas tecnologías más limpias hacia la neutralidad en carbono. Se
debe cambiar la lógica que está primando en mercados internacionales de adquirir derechos para contaminar. No estamos negando la importancia de esos mecanismos pero nuestro mensaje es que comencemos por casa y hagamos lo que corresponde de inicio y luego utilicemos parte de recursos que normalmente se destinan en RSE para apoyar reducciones en otras iniciativas que permitan compensar mi diferencial de emisiones de carbono. ¿Cómo se puede acceder a este asesoramiento para reducir su huella de carbono? Modestia aparte, somos la primera empresa que trabaja en este tema en el país y creo que este momento somos la única. Tenemos el know how desde 1998, año desde el que estamos trabajando en cambio climático y otros 4 años de experiencia en temas de huella de carbono. Hemos desarrollado entre 20 a 25 contabilidades o auditorías de huella. En este proyecto en particular efectuamos 12 y nos hemos especializado en el tema para trabajar en la región. ▲
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9 empresas del país midieron su huella de carbono
3 proyectos abren posibilidad de compensación para emisiones de gei La consultora SASA calculó las emisiones de C02 y su verificación fue realizada por Ibnorca según la NB ISO 14064:1. TEXTO: Franco garcía S.
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Banco Bisa, Aceite Fino, Saguapac, Energética, Bz Group, Swiss Contact, Gravity Asisted Mountain Biking, Fundación Natura e Inti Illimani midieron su huella de carbono
Informe de resultados del Proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064
omando en cuenta que las empresas y organizaciones necesitarán compensar las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que no alcancen a reducir, para ser consideradas “neutras en carbono”, el Proyecto de Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, pone a disposición tres iniciativas abiertas a la inversión para la compensación de la Huella de Carbono. Uno de los objetivos de este proyecto es crear un mecanismo interno mediante el cual las compañías nacionales interesadas aporten a los proyectos locales de este tipo de manera directa, para minimizar las barreras y riesgos asociados con el mercado internacional de carbono y maximizar los beneficios que llegan a los participantes de los emprendimientos. De esta manera, figura el Proyecto de Hornos Solares en Yungas promovido por la
Asociación Inti Illimani, con base en La Paz, organización que implementa hornos solares en el Altiplano desde 2003. Con el aporte de las empresas para compensar su Huella de Carbono se reduciría el costo del paquete tecnológico de materiales, construcción y seguimiento hasta en 70%. A su vez el proyecto de Eficiencia Energética en Ladrilleras Artesanales (EELA) de Cochabamba, implementado en Bolivia por Swisscontact, pretende promover modelos integrales para contribuir a la mitigación del cambio climático y mejorar la calidad de vida de este sector. Finalmente la protección de bosques en la reserva El Choré de Santa Cruz con Fundación Natura abre la posibilidad para apoyar a la sostenibilidad de las comunidades Nueva América y El Recreo, las cuales dependen del bosque. Se propone reemplazar los ingresos de la venta de la madera por la compensación de reducciones de emisiones mediante su protección. A partir del desarrollo de estas experien-
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sobre la NB-ISO 14064 La Norma boliviana NB-ISO 14064 para Gases de Efecto Invernadero (GEI) tiene como objetivo dar credibilidad y seguridad a los inventarios de emisión de GEI y a las declaraciones de reducción o eliminación de GEI. Se trata de una norma voluntaria internacional de gestión ambiental que define las mejores prácticas en la gestión, reporte e información referidos a los GEI. Esta norma se divide en tres partes: ISO 14064:1: Especificación a nivel de las organizaciones, detalla los principios y requerimientos para el diseño, desarrollo, gestión y reporte de los inventarios de GEI a nivel de organización. ISO 14064:2: Especificación a nivel de
cias piloto se creó un mecanismo nacional de neutralización de emisiones, en el que las empresas bolivianas tienen la oportunidad de invertir en proyectos de reducción de emisiones nacionales. 9 EMPRESAS FUERON MEDIDAS A lo largo de la ejecución del proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064 se contó con la participación de nueve empresas y organizaciones para realizar las evaluaciones piloto de huella de carbono. Ellas son: Banco Bisa, Aceite Fino, Saguapac, Energética, BZ Group (casa editorial de Reporte Energía), Swiss Contact y Gravity Asisted Mountain Biking, Fundación Inti - Illimani y Fundación Natura. A cada una de las empresas y organizaciones que formaron parte de las experiencias piloto de Huella de Carbono se les practicó el cálculo de emisiones a cargo de la consultora Servicios Ambientales SA (SASA) y la verificación de esta medición por Ibnorca según la Norma Boliviana ISO 14064:1.
proyecto, se focaliza en proyectos sobre GEI específicamente diseñados para reducir las emisiones de GEI o aumentar la remoción de GEI tales como energía eólica o proyectos de reforestación. ISO 14064:3: Especificación para la validación y verificación de declaraciones, describe los procesos de verificación y validación. El Proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064 se llevó a cabo entre marzo de 2011 y febrero de 2012, bajo el financiamiento de CAF - Banco de Desarrollo de América Latina - con la ejecución del Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (IBNORCA) y la consultora Servicios Ambientales SA.
Con el fin de promover la reducción de las emisiones, se entregó a cada entidad una guía de buenas prácticas con temas como eficiencia energética, manejo de residuos y la minimización del consumo de combustibles. Luego de una capacitación a cargo de la consultora Servicios Ambientales SA (SASA) sobre la huella de carbono, y de la institución española AENOR sobre la aplicación de la Norma ISO 14064, los auditores del Instituto Boliviano de Normalización de la Calidad (Ibnorca) a nivel nacional, cuentan con la capacidad necesaria para llevar a cabo la verificación de los inventarios de emisiones de empresas bolivianas y la validación y verificación de los proyectos de reducción de emisiones. Este proyecto fue ejecutado por el Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca) y Servicios Ambientales SA, con el financiamiento de CAF - Banco de Desarrollo de America Latina. (Mayor información en proyectocambioclimatico.com.bo) ▲
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felicitamos a BZ Group por la iniciativa y por el liderazgo que está asumiendo en la implementación de esta herramienta aquí en Bolivia en el rubro de revistas y difusión gráfica
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Juan Carlos Enriquez , presidente de SASA
INICIATIVA pionera DE MITIGACIÓN DEL CAMBIO CLIMÁTICO
Reporte Energía, primer medio de comun Como parte de las acciones para reducir sus emisiones de C02, BZ Group seguirá un riguroso plan de eficiencia energética y mejora del manejo de residuos sólidos. TEXTO: franco garcía s.
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n el entendido de que la mejor manera de predicar es con el ejemplo, BZ Group, casa editorial de Reporte Energía, decidió medir su huella de carbono, como parte de su responsabilidad social empresarial en materia de cambio climático, y por contribución al desarrollo sostenible del país. El estudio entregado a finales del año pasado, señala que la Huella de Carbono total de BZ Group es 39,48 toneladas de CO2-e (unidades de dióxido de carbono equivalente) para el año 2010. Ello representa 1,67 toneladas de CO2-e por persona y 0,14 toneladas de CO2-e por día trabajado. En detalle, se registró por emisiones directas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) por concepto de consumo de combustibles en vehículos propios y controlados por BZ Group (combustión móvil) 9,12 Ton CO2-e, lo que representa un 24,76% del total registrado. En la categoría de emisiones indirectas de GEI por energía relacionada con el consumo de energía eléctrica generada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), se obtuvo 10,24 CO2-e, que suma el 27,79% del total. Finalmente en el sector denominado Otras Emisiones Indirectas de GEI, que comprende viajes por actividades de la empresa en transporte aéreo, se generó 17,48 CO2-e de un total de 47,45%. La consultora Servicios Ambientales SA (SASA), que desarrolló la medición, aclara que los Gases de Efecto Invernadero (GEI) que se toman en cuenta para la mayoría de las fuentes de emisión son dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O). Las cantidades de estos gases se presentan en unidades de dióxido de carbono equivalente (CO2e), lo cual refleja la cantidad de emisiones de dióxido de carbono que causarían el mismo calentamiento en un periodo de 100 años, aplicando los datos de potencial de calentamiento global (GWP) proporciona-
dos en el IPCC5 4th Assessment Report de 2011. La Huella de Carbono, que es definida como la totalidad de GEI emitidos por efecto directo o indirecto de un individuo, organización, evento o producto, es una herramienta que ayuda a determinar sus fuentes, para posteriormente plantear estrategias de reducción y finalmente tomar decisiones para compensar la huella. El informe de la medición de Huella de Carbono de BZ Group fue realizado de acuerdo a los requisitos establecidos en la Norma Boliviana NB-ISO 14064:1 2006: “Gases de efecto invernadero. Especificación con orientación, a nivel de las organizaciones, para la cuantificación y el informe de las emisiones y remociones de gases de efecto invernadero”. Al respecto el presidente de la consultora SASA , Juan Carlos Enriquez, dijo “ felicitamos a BZ Group por la iniciativa y por el liderazgo que está asumiendo en implementación de esta herramienta aquí en Bolivia en el rubro de las revistas y la difusión gráfica”. Esta iniciativa fue llevada a cabo en el marco del Proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, bajo el financiamiento de CAF -Banco de Desarrollo de América Latina- en coordinación con el Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca) y la consultora Servicios Ambientales SA. El proyecto tiene como objetivo principal difundir, promocionar y aplicar la NB-ISO 14064 en diferentes sectores económicos del país, promoviendo la participación de empresas nacionales en acciones orientadas a la mitigación del cambio climático. Según SASA el número de iniciativas de gestión de emisiones de carbono a nivel internacional experimentó un rápido crecimiento en los últimos años. El factor clave para el impulso de estas fue el aumento de la conciencia pública por el cambio climático y el reconocimiento por parte
Huella de Carbono
Emisiones directas de GEI Actividad Consumo de combustibles en veh
de las organizaciones del importante rol que juegan dentro de la sociedad respecto a la mitigación de este fenómeno. La mayoría de las organizaciones con visión a futuro reconocen la necesidad de abordar el cambio climático y comenzaron a reducir sus emisiones de carbono demostrando su compromiso con el medio ambiente. ▲
Emisiones Indirectas de GEI Actividad Consumo de energía eléctrica gen
Otras Emisiones Indirectas Actividad Viajes por actividades de la empre
Emisiones BZ Group totales Emisiones Totales
Emisiones
CONCEPTO D EN CARBON
Una empresa“neutra cero emisiones netas Invernadero y comp pueden reducir vía pr
Esquema de neutralización
1.
Medir y verificar
Identificación de las emisiones de GEI en instalaciones controladas operacional y financieramente.
Infografía: David Durán / Reporte Energía
Compromiso para reducir emisiones de C02 En base a la evaluación de la Huella de Carbono de las actividades de BZ Group a nivel nacional, se determinó cuáles son las
fuentes de emisiones más significativas. En este sentido, según la consultora SASA es evidente que los viajes en transporte aéreo de BZ Group son la mayor fuente de emisiones de gases de efecto invernadero en la empresa. Sin embargo, la suma de las demás actividades que generan emisiones es mayor del 50%, por lo que se recomendaron acciones de reducción para las tres fuentes de emisiones.
Las acciones identificadas, al ser adoptadas por los usuarios permitirán de una manera sencilla y efectiva, asumir responsabilidades y contribuir a enfrentar el enorme reto ambiental que significa el cambio climático. Al mismo tiempo facilitarán mejoras en la eficiencia operativa y generarán ahorros económicos en la organización. De acuerdo al plan diseñado por la consultora ambiental, BZ Group se com-
prometió a tomar acciones de reducción de la Huella de Carbono mediante un riguroso plan de eficiencia energética y mejora del manejo de residuos sólidos. De acuerdo a las características y actividades de BZ Group, las acciones que se proponen para reducir la Huella de Carbono se clasifican en: Iluminación, uso de equipos eléctricos, sistemas de aire acondicionad, transporte aéreo y terrestre.
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C a
1 al 15 de Marzo | 2012
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En El Choré la deforestación es un problema que amenaza la sostenibilidad de las comunidades Nueva América y El Recreo que cuentan con bosques comunales
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Documento de Neutralización de la Huella de Carbono de BZ Group
11
ESPECIAL + verde
Foto: ABT
nicación en medir su huella de carbono BZ Group 2010
hículos propios y controlados por BZ Group (combustión móvil)
Ton CO2-e 9,12
(%) 24,76%
Ton CO2-e 10,24
(%) 27,79%
Ton CO2-e 17,48
(%) 47,45%
I por energía
nerada en el SIN
ndirectas de GEI
esa en transporte aéreo
totales Ton CO2-e 36,84
misiones por persona Ton CO2-e/persona 1.67
DE NEUTRO NO
Neutralización se hará protegiendo el Choré
Emisiones por día trabajado Ton CO2-e/día 0,14
Emisiones por tipo de fuente bz group
47%
25%
28%
a en carbono” emite s de Gases de Efecto pensa las que no se royectos externos.
Es evidente que los viajes en transporte aéreo son la mayor fuente de emisión de GEI de BZ Group (47%). Sin embargo, la suma por combustión móvil terrestre (25%) y consumo de energía eléctrica (28%) es mayor del 50%.
tralización para la Huella de Carbono de BZ Group
2.
Reducir
Comprenden iluminación, equipos eléctricos, aire acondicionado, transporte aéreo y terrestre.
3.
Neutralizar
BZ Group eligió conservación de bosques en Choré para compensar emisiones de GEI y ser neutro. Fuente: Informe Huella de Carbono BZ Group 2010
Paralelamente a la reducción de la huella de carbono, BZ Group se comprometió a buscar su neutralización, que consiste en compensar las emisiones que no se pueden eliminar, mediante proyectos fuera de los límites de la empresa. De esta manera, se eligió participar en el proyecto de protección de bosques en la reserva El Choré del departamento de Santa Cruz, que está a cargo de la Fundación Natura. En El Choré la deforestación es un problema que amenaza la sostenibilidad de las comunidades Nueva América y El Recreo, que cuentan con bosques comunales, en los cuales actualmente se implementan Planes de Manejo Forestal bajo aprobación de la Autoridad de Bosques y Territorio. Estos planes permiten la cosecha periódica del bosque de manera controlada, con el fin de asegurar la sostenibilidad del mismo a largo plazo. Sin embargo, estudios de Fundación Natura evidenciaron que a menudo no se cumplen con estos planes de manera adecuada, con lo que el bosque queda degradado como resultado del aprovechamiento que se realiza. Asimismo, el proceso de cosecha provoca la emisión de GEI por la descomposición de los residuos generados (más del 50% de la biomasa cosechada), por el consumo de combustibles en maquinaria y por la pérdida del crecimiento normal del
bosque que absorbe dióxido de carbono. Al proteger el bosque, se evita la producción de residuos y se deja el bosque crecer de manera natural, de manera que se generan reducciones de emisiones. Las comunidades dependen del bosque por los servicios ambientales que provee, como la protección ante las inundaciones, la provisión de agua y los productos no-maderables, entre otros, por lo cual tienen el interés de proteger sus bosques. Sin embargo, actualmente estas comunidades dependen de los ingresos de la venta de la madera para mantenerse. Al reemplazar los ingresos por la venta de madera por los ingresos de la compensación de reducciones de emisiones mediante su protección, las comunidades tendrán el incentivo de continuar protegiendo sus bosques y podrán seguir viviendo en armonía con ellos manteniendo sus valores culturales y espirituales. Al implementar este proyecto de protección de bosques, Fundación Natura trabajará con las comunidades para crear y fortalecer sus capacidades en manejo de bosques y estas retirarán de sus contratos de aprovechamiento a las empresas madereras. De manera conjunta con las comunidades, se realizarán actividades de monitoreo para evitar el riesgo de cosecha ilegal y actividades de medición de biomasa.
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petróleo & gas
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TEXTO: Lizzett Vargas o.
S
on 13 los pozos que serán cerrados definitivamente este 2012, de acuerdo a un informe brindado por la Dirección de Medio Ambiente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a Reporte Energía. En este marco, se indicó que la mayor parte de los pasivos ambientales hidrocarburíferos, que se encuentran en estado crítico y que serán remediados el próximo año, se ubican en el municipio de Yacuiba, provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. La estatal petrolera se encargará del abandono técnico definitivo de ocho pozos en el Campo Sanandita, el SAN-2, SAN9, SAN-17, SAN-26, SAN-28, SAN-32 y S/N Itavicua. Adicionalmente, YPFB Chaco tiene previsto actividades de abandono de 6 pozos, remediación y restauración en el Campo Caigua, a partir de marzo de 2012. Por otro lado, en el Campo Río Grande, YPFB Andina implementa un “servicio de caracterización y remediación del pasivo ambiental “El Grifo”, un área de disposición de aguas de formación, para determinar inicialmente el nivel de contaminación y posteriormente tomar las acciones correspondientes. Este estudio se encuentra actualmente en ejecución. Para el procedimiento de remediación ambiental establecido para la gestión 2012, YPFB Casa Matriz tiene un presupuesto inicial de Bs 16 millones, que prevén incrementarlos para cubrir costos de construcción de caminos y el abandono de siete pozos. Las fases de remediación y restauración se implementarán recién en la gestión 2013, una vez culminado el abandono técnico. En la gestión 2011 se iniciaron las actividades de abandono técnico definitivo (cierre) en 4 pozos considerados de alto riesgo, 2 pozos por YPFB Chaco en el campo Caigua el CAI-6 y el CAI-8 y 2 pozos por YPFB Casa Matriz en el Campo Sanandita el SAN-31 y SAN-X3. Las actividades de cierre de estos pasivos ambientales fueron realizados por la empresa Equipetrol SA en julio de 2011 en los pozos de Sanandita y durante el mes de enero de 2012 en Caigua. Para el cierre técnico de los pozos del campo Sanandita, se sellaron con tapones de cemento a diferentes profundidades para evitar futuras emanaciones de hidrocarburos que amenacen al medio ambien-
YPFB tiene previsto para el mes de febrero la conclusión de los estudios de impacto ambiental en pozos petroleros antiguos, los que darán la base para su remediación
“
Programa de Trabajo 2012, Dirección de Medio Ambiente de YPFB Corporación
Avances en remediación de Pasivos ambientales
13 pozos petroleros se cerrar YPFB Corporación realizará el abandono definitivo de ocho pozos con un presupuesto inicial de Bs 16 millones. YPFB Chaco cerrará seis pozos. La remediación se iniciará el 2013. pozos previstos por YPFB para su abandono en el 2012 N° Nombre del pozo
Ubicación geográfica
Abandono
Remediación/restauración*
1
SAN-2
Abandono definitivo, conforme D.S. 28397
En estudio.
2
SAN-9
Abandono definitivo, conforme D.S. 28397
Suelos con concentraciones de TPH >5000 ppm serán removidos y dispuestos fuera de locación para su tratamiento.
3
SAN-17
Abandono definitivo, conforme D.S. 28397
Suelos con concentraciones de TPH >5000 ppm serán removidos y dispuestos fuera de locación para su tratamiento.
4
SAN-26
Abandono definitivo, conforme D.S. 28397
Los suelos no requieren tratamiento puesto que las concentraciones de hidrocarburos se encuentra por debajo de los límites permisibles establecidos en norma. Se aplicaran medidas de restauración y revegetarán.
5
SAN-28
Abandono definitivo, conforme D.S. 28397
Los suelos no requieren tratamiento puesto que las concentraciones de hidrocarburos se encuentra por debajo de los límites permisibles establecidos en norma. Se aplicaran medidas de restauración y revegetarán.
6
SAN-32
Abandono definitivo, conforme D.S. 28397
Suelos con concentraciones de TPH >5000 ppm serán removidos y dispuestos fuera de locación para su tratamiento.
7
S/N Itavicua
Abandono definitivo, conforme D.S. 28397
Los suelos no requieren tratamiento puesto que las concentraciones de hidrocarburos se encuentra por debajo de los límites permisibles establecidos en norma. Se aplicaran medidas de restauración y revegetarán.
Campo Sanandita, Municipio de Yacuiba, Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija
Municipio de Yacuiba, Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija
Fuente: Dirección Nacional de Medio Ambiente de YPFB
te, señala el documento. Antes del cierre se realizaron trabajos superficiales para acondicionar el estado de los pozos, como la verificación de la presión, instalación de unidades de cementación, cisterna, tanque de retorno de agua y el armado de líneas hasta boca del pozo. El costo total del proyecto fue de Bs 7.2 millones. En campo Caigua se ejecutó la construcción de caminos y planchadas para el abandono técnico de los pozos CAI-6 y CAI-8.
Actualmente estos cuatro pozos se encuentran en fase de remediación en el área afectada, con una duración aproximada de 14 meses para los pozos del campo Sanandita y 3 meses para los de Caigua. La remediación consiste en la aplicación de bio-tratamiento para reducir los niveles de contaminación a concentraciones dentro de los límites permisibles establecidos en la norma y posterior restauración del área para devolver la misma a condiciones similares a las originales. Por otro lado, YPFB Chaco implementa
un plan de contingencias del pozo CAI-2, que consiste en el control de fuga en válvula y confinamiento de derrame. Además realiza la restauración y revegetación de planchada que incluye tratamiento de suelos con hidrocarburos. YPFB tiene previsto concluir en breve los estudios de impacto ambiental en aquellos pozos petroleros antiguos, que darán la base técnica para su remediación. Entre tanto, hace seguimiento de la responsabilidad ambiental en las áreas bajo Contrato de Operación. ▲
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Existe, principalmente el compromiso asumido para llevar adelante estas labores de remediación olvidadas por mucho tiempo por gestiones anteriores
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Helmudt Muller, Director Nacional de Medio Ambiente de YPFB
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petróleo & gas OPINIóN
rán definitivamente este 2012 Foto: Archivo Reporte Energía
Helmudt Muller, director Nacional de Medio Ambiente de YPFB Corporación
En 2011 una comisión integrada por YPFB, MHE, Sernap, municipios afectados y APG, junto a Reporte Energía, identificó los pasivos ambientales petroleros en el chaco tarijeño.
marco legal NORMATIVA. El abandono técnico de pozos se encuentra normado en el capítulo IV del DS 28397 Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. En base al reglamento se determinó que operaciones se realizarían para el abandono del pozo.
acciones en ejecución en los pasivos ambientales Pasivos Ambientales
Acciones en ejecución
En áreas de contrato
Análisis legal de responsabilidad por los pasivos hidrocarburíferos en el marco de los contratos de operación. En caso de determinarse la responsabilidad del titular, se inician las gestiones necesarias para diagnosticar la situación ambiental, de riesgo y de conflicto social derivada de la existencia de dichos pasivos ambientales. Posteriormente y cuando corresponda la Unidad de Pasivos Ambientales instruye al operador a través de Presidencia realizar el abandono, remediación y restauración de las áreas afectadas por dichos pasivos.
En áreas reservadas de YPFB sujetas a negociación para firma de nuevos contratos
Aplicación de la cláusula 9.3 de obligaciones ambientales, por lo que YPFB deberá presentar al titular, los resultados de un Estudio de Evaluación Ambiental en Áreas de Contrato, mismo que refleje la situación actual de los pasivos ambientales hidrocarburíferos preexistentes generados antes de la firma del contrato y con ello determinar obligaciones ambientales. En caso de determinarse la necesidad de realizar un abandono de pozos, se realizará diseño final para cada caso y su implementación .
En áreas libres
Investigación de la situación actual. En caso de determinarse la necesidad de realizar un abandono de pozos, remediación y restauración ambiental, se realizará el diseño final para cada caso y posteriormente la implementación del proyecto.
avance de estudios y proyectos de remediación - Estudio de “Identificación y remediación de pasivos ambientales hidrocarburíferos”, concluido en octubre de 2011 por Cryotec & Demison. - Estudio de “Evaluación Ambiental y Propuesta para la Remediación y Restauración Ambiental en Áreas de Nuevos Contratos”, a concluir en el mes de febrero de 2012 por T&C. - “Estudio a diseño final para remediación, restauración ambiental y rehabilitación de caminos de acceso”, a concluir en el mes de febrero de 2012 por PCA Ingenieros Consultores.
Fuente: Dirección Nacional de Medio Ambiente de YPFB
“Pese a la complejidad avanzamos” La gestión de los pasivos ambientales, se desarrolla en un escenario complejo debido a la falta de información respecto a la situación actual de los mismos, vacíos procedimentales administrativos, legales, económicos financieros, gestiones inconclusas de remediación ambiental de pasivos ambientales derivadas de la capitalización y privatización de las empresas petroleras por las cuales, hasta hace poco no se manifestaba una entidad estatal para la gestión de los mismos. Existen varios aspectos positivos, principalmente el compromiso asumido para llevar adelante estas labores de remediación olvidadas por mucho tiempo por gestiones anteriores. Ahora se tiene un amplio compromiso social y ambiental por parte de YPFB, por lo que se ha conformado un Comité para encarar estos temas con representantes de la Asamblea del Pueblo Guaraní. Los trabajos son realizados con amplia socialización y participación de los actores involucrados que reiteradamente son invitados y en algunos casos no responden a nuestras convocatorias, pero igual tenemos la responsabilidad de avanzar con estas actividades. Se han encarado varios estudios para armarnos de información relacionada al estado de varios pozos abandonados y caracterizar su estado técnico y ambiental, nivel de riesgo y evaluar su priorización para establecer propuestas de acciones e intervención adecuadas. Al respecto, YPFB como brazo operativo del sector hidrocarburífero, no ha sido indiferente a la problemática ambiental derivada de la existencia de pasivos hidrocarburíferos y pese a la complejidad en la gestión de los mismos se encuentra actualmente realizando estudios de consultoría y proyectos de remediación ambiental.
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petróleo & gas
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No existen resultados de explotación para el campo Warnes operado por Monelco para la gestión 2011, porque a la fecha no se encuentra liberada la Licencia Ambiental
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Vicepresidencia Nacional de Administración, Fiscalización y Contratos de YPFB
INFORME DE ACTIVIDADES GESTIÓN 2011 - PESA El presupuesto Capex aprobado para la gestión 2011 fue de $us 7.312.780
PERFORACIÓN
INTERVENCIONES
Pozo CAR 1013
Pozo CAR 46
Las operaciones de perforación del pozo CAR 1013 se iniciaron con objeto de alcanzar la profundidad de los reservorios. La terminación se inicia en el 20/ene/2012 y a fines del mes de enero continúan las operaciones de terminación.
Se terminó el pozo en el reservorio Petaca superior como productor de gas. El pozo se encuentra actualmente en producción.
INFORME DE ACTIVIDADES GESTIÓN 2011 - VINTAGE PETROLEUM La empresa Vintage Petroleum Boliviana Ltd. tiene contrato de operación para efectuar la explotación de los campos Naranjillos, Ñupuco, Chaco Sur y Porvenir, los que constituyen en la actualidad campos maduros, cuya producción en actual declinación data de fines del año 60.
INTERVENCIONES CAMPO NARANJILLOS En la gestión 2011, se iniciaron varios proyectos con el objetivo de contar con instalaciones más seguras, cuyo presupuesto CAPEX aprobado por YPFB en el PTP modificado 2011 asciende a $us 3.983.200. Asimismo en lo que concierne al incremento de producción, se efectuaron inversiones en intervenciones de pozos en el campo Naranjillos. Pozo NJL-2
Pozo CAR 102 Intervención puso en producción en forma inmediata por una línea de conducción compartida con otro pozo.
El objetivo de la intervención del Pozo NJL-2 era abandonar el tramo inferior de la arenisca Santa Cruz y producir su parte superior. Probar y evaluar la arenisca Cajones A, probar y evaluar la arenisca San Isidro, terminando el pozo con arreglo simple selectivo con empaque de grava.
Pozo CAR 75
Pozo NJL-9
Se efectuaron las evaluaciones de producción correspondientes en los niveles de San Telmo (4 y 3A), Yecua “G” y Petaca Superior gas “TG” con resultado negativo.
La intervención del pozo NJL-9 tenía como objetivo la intervención de “(i) Recuperar la producción de la formación Escarpment efectuando las cementaciones forzadas de aislación requeridas y (ii) incrementar la producción a través de la ampliación de baleos en el Cajones “B” y Cajones “A”. Bajar arreglo de doble terminación con tubería 2 7/8”, instalando filtro Premium en LC.
Pozo CAR 16
Pozo NJL-21
El pozo fue terminado como productor de gas en los reservorios Yecua “D” y Petaca.
Fue intervenido por motivos de seguridad, dado que la tubería de producción estaba torcida encima del cabezal como efecto del deslizamiento de terreno que afectó a la línea de recolección del pozo. Asimismo se programó probar las areniscas Cajones A y San Isidro.
Fuente: VNACF-YPFB
Fuente: VNACF-YPFB
EN LA GESTIÓN 2012
Compañías con bajo capex destinan inversión a explotación de campos En lista de actividades para este año figuran la intervención y perforación de pozos para aumentar producción y la reinterpretación sísmica para desarrollar reservas hidrocarburíferas. Se trata mayormente de explotación de campos maduros. TEXTO: franco garcía s.
P
ara este año las actividades de las empresas con contratos de operación de bajo Capex (inversiones de capital) se dirigirán principalmente a la explotación de campos en actual producción, según un informe brindado por la Vicepresidencia Nacional de Administración, Fiscalización y Contratos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a Reporte Energía. En este sentido, la compañía PESA contempla la intervención del pozo CLP 3, con el objetivo de evaluar y movilizar las reservas probables de gas del reservorio Tarija Gas, “bajando arreglo final de producción simple”. Asimismo tiene previsto perforar y terminar el pozo CLP-1004 con el objetivo de evaluar la posibilidad de movilizar las reservas probables de gas de los reservorios
Chaco 2, 3, 4, 5 y Yecua del campo Colpa. La profundidad final del pozo será de 1.370 metros y será terminado “con arreglo de producción simple selectivo con empaque de grava”. La inversión Capex para el 2012 de esta empresa asciende a $us 4.040.813. Por su parte Canadian Energy – Monelco, tiene como actividades principales de explotación para el campo Warnes en esta gestión las pruebas de producción en el pozo WRN-X1 ($us 186.000), dar continuidad a los trabajos en la planta de procesamiento de gas ($us 325.000), construcción de gasoducto de empalme al GCM 7 Kms ($us 582.000), perforación del pozo WRN-X3 (1900 metros de profundidad, tiempo estimado 25 días con un costo de $us 2.585.000) y construcción de líneas de recolección del WRN-X3 – Planta Warnes (582.000 $us). Se aclara que las actividades de perforación del pozo WRN-X3, están condicionadas a los resultados de las pruebas de producción a realizarse al pozo WRN-X1.
informe de actividades gestión 2011 -CANADIAN ENERGY – MONELCO Compañía con contrato de operación para explotación
estudios de ingeniería No existen resultados de explotación para el campo Warnes operado por Monelco para la gestión 2011, porque a la fecha no se encuentra liberada la Licencia Ambiental (actualmente en el Ministerio de Medio Ambiente), sin embargo existe un avance del 90% en los Estudios de Ingeniería para desarrollo del campo que representa un costo de $us 25.000. Fuente: VNACF-YPFB
A su vez, la empresa Vintage Petroleum Boliviana Ltda. explota campos considerados maduros como Naranjillos, Ñupuco, Chaco Sur y Porvenir porque su producción está en actual declinación y data de fines de 1960. Para este año la inversión CAPEX en el PTP 2012 aprobado, asciende a $us 4.402.682. Durante la presente gestión, en el campo Ñupuco realizará la reinterpretación sísmica (exploración) y estudios de ingeniería para desarrollar sus reservas hidrocarburíferas, asimismo las actividades en explota-
ción comprenden la continuidad de varios proyectos a ejecutarse con el propósito de que las inversiones estén orientadas básicamente al mejoramiento de instalaciones de proceso y construcciones con el objetivo fundamental de incrementar la seguridad, disponer de sistemas y mecanismos para una operación segura, precisa y confiable. La base de trabajo de los proyectos que se vienen ejecutando, permitirán efectuar nuevas perforaciones, con el objetivo de incrementar la producción en una estimación de 40 MMpcd a partir de la gestión 2013. ▲
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La producción de energía primaria alcanzó el pico más alto de la década en el 2010 con un total de 113.524,68 kbep
Balance Energético Nacional 2000-2010
petróleo & gas
“
Consumo de Energía Total por Sectores (en kbep) SECTOR
2000
2001
Transporte
6.916,76
6.719,52
6.863,55
Industria
6.307,82
6.190,97
6.438,34
Residencial
4.592,84
4.692,42
4.869,31
4.995,12
Comercial Agrop., Pes. y Min. Total
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
7.287,84
7.910,75
8.308,98
9.240,37
10.406,84
11.730,12
12.522,19
13.946,83
6.597,04
6.918,26
7.172,50
7.606,47
8.026,69
8.344,59
8.919,99
9.191,37
5.288,09
5.486,24
5.705,68
5.885,92
5.923,92
6.128,64
6.474,03
566,46
584,74
624,74
648,28
682,69
736,16
789,17
828,58
885,59
897,89
1.042,95
2.128,25
2.122,17
2.205,52
2.399,54
2.623,95
2.838,02
3.105,51
3.409,86
3.590,26
3.555,40
3.933,56
20.512,13 20.309,82 21.001,46
21.927,83 23.423,73 24.541,89 26.447,20 28.557,89 30.474,48
32.024,11 34.588,74
Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2010 - MHE
Consumo de Energía Total por Energético (en kbep) ENERGéTICO
2000
2001
2002
2003
2004
Electricidad
2.207,26
2.205,96
2.300,20
2.345,56
GLP
2.050,42
2.123,28
2.252,16
2.334,51
Diesel Oil
4.677,48
4.683,35
4.855,94
5.401,24
6.020,37
Gasolinas
3.291,63
3.110,22
3.020,96
3.014,03
3.141,29
Gas Natural
2.519,90
2.492,11
2.793,45
3.014,42
3.371,93
Biomasa
4.710,00
4.747,84
4.780,01
4.806,00
1.055,44
947,07
998,73
1.012,07
Otros Derivados Total
20.512,13 20.309,82 21.001,46
2005
2006
2007
2008
2009
2.460,93
2.649,78
2.840,18
3.067,39
3.391,57
3.542,56
3.787,14
2.551,44
2.658,60
2.752,49
2.839,16
2.781,94
2.831,78
2.940,36
6.439,81
7.070,76
7.588,44
7.742,49
7.501,83
8.382,12
2.960,67
3.268,04
3.891,10
4.684,71
5.170,13
5.715,67
3.792,59
4.320,32
5.025,6+4
5.641,42
6.594,90
7.059,41
4.870,00
4.942,00
5.102,13
5.198,72
5.285,76
5.429,23
5.685,65
1.007,78
1.098,43
1.093,26
947,45
946,60
953,67
1.018,40
21.927,83 23.423,73 24.541,89 26.447,20 28.557,89 30.474,48
2010
32.024,11 34.588,74
Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2010 - MHE
en diez años Consumo de energía creció en 68,6% Estructura del Consumo Final de Energía para el Sector 2010 TEXTO: Edén garcía s.
Industria
Transporte
D
el 2000 al 2010 el consumo de energía en el país creció en 68,6%, mientras que la producción en 178,3%, según un cálculo realizado por Reporte Energía en base al Balance Energético Nacional correspondiente a este periodo. El informe, elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, muestra que los energéticos tomados en cuenta en este balance son la electricidad, el gas natural, gas licuado de petróleo (GLP), diésel, gasolinas, biomasa y otros derivados. El documento detalla que el consumo de energía aumentó de 20.512,13 kbep (Kilos de barriles de petróleo) en el año 2000 a 34.588,74 kbep en el 2010, siendo el gas natural y el diésel los energéticos con mayor crecimiento en la demanda con 180,1% y 79,2%, respectivamente, además de ser los tipos de energía más consumidos en el país. Los sectores que registraron mayor incremento en consumo de energía fueron el transporte con 101,6%, convirtiéndose también en el principal consumidor de volúmenes energéticos, ya que en el año 2010 requirió un 40% (13.946,83 kbep) del total demandado internamente. El sector agropecuario, pesca y minería tuvo un 84,8% de crecimiento y el comercial un 84,1%, aunque el volumen consumido de ambos no es considerable, tomando en cuenta que en el 2010, solo representó un 11% (3.933,56 kbep) y 3% (1.042,95 kbep), respectivamente, del consumo total. Asimismo, la demanda de la industria creció en 47,8% y 40,9 % en el sector resi-
27% 3%
40% 11%
19%
Comercial Residencial
Agrop., Pes. y Min. Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2010 - MHE
Evolución de la Producción, Consumo y Transformación de Energía Pimaria (en kbep) 125.000
100.000
75.000
50.000
25.000
0
2000
2001
2002
2003
2004
Transformación
2005
2006
Consumo Final
2007
2008
2009
2010
Producción
Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2010 - MHE
dencial en la última década, representando el 27% (9.191,37 kbep) y 19% (6.474,03 kbep) del consumo de energía en el 2010. En cuanto a la producción de energía primaria, el país alcanzó el pico más alto del último decenio en el 2010 con un total de 113.524,68 kbep, de los que 69.468,51 kbep (gas y petróleo reconstituido) fueron destinados a los mercados de exportación.
En el periodo de estudio, el incremento de la producción fue de 178,3%, principalmente por el aporte del gas natural que se acrescentó en 291%. Por su parte, las importaciones de energía crecieron en 146,7%, debido al aumento sustancial en la compra de volúmenes de diésel que de 2.033,27 kbep en el año 2000 subieron a 4.391,25 kbep en el 2010. ▲
15
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INTER NACIONAL
“
Los contratos firmados con las empresas estatales, que son las reemplazantes de las agencias nacionales de hidrocarburos, quitan eficiencia y competitividad
ANÁLISIS DEL ESCENARIO HIDROCARBURÍFERO SUDAMERICANO
OPINIÓN
Inversiones en exploración se multiplican en países vecinos
Álvaro Ríos, Analista Energético
L
os planes de inversión en exploración aumentaron significativamente este 2012 en América Latina, principalmente en las petroleras estatales de Colombia, Brasil y Perú en comparación con las de Argentina, Ecuador, Venezuela, Uruguay y Bolivia. De acuerdo a la información publicada por estas compañías y de analistas consultados, estos tres países multiplicaron sus inversiones porque sus contratos y reglamentaciones están claramente definidos, lo que da seguridad jurídica a las empresas. En el caso de Colombia, la estatal petrolera Ecopetrol anunció que invertirá $us 2.000 millones en exploración y explotación en 2012. Adicionalmente este país promueve una mayor exploración y explotación de gas para futuras exportaciones a través de normas que contemplan la libertad de las exportaciones y para que productores de yacimientos no convencionales (gas metano y gas de esquistos) puedan comercializar el gas en las condiciones que ellos definan. Entre tanto, en Brasil la quinta mayor petrolera del mundo, Petrobras, planea invertir $us 225.000 millones en cinco años y triplicar su producción a 6,4 millones de
barriles de petróleo y gas natural equivalente por día al 2020. En el área de exploración, perforará 66 pozos costa afuera en 2013. Por su parte, la petrolera Petroperú, anunció su plan de inversiones 2012-2016, por un total de $us 8.780 millones, con recursos privados y públicos. Además tienen programado la perforación de 30 pozos exploratorios, para ello solicitaron a PerúPetro, ente regulador, que se agilicen los procesos de autorización y permisos para no detener la inversión. En cuanto a cifras por inversiones en exploración, el presupuesto de Petroecuador para 2012, suma $us 3.749,5 millones, de los cuales asigna $us 528,5 millones para los proyectos de exploración y producción petrolera. A ello, se suma los futuros acuerdos con compañías extranjeras por $us 1.700 millones para elevar el bombeo de petróleo en dos de sus campos maduros. Mientras que Uruguay concedió su primer contrato de exploración y explotación de hidrocarburos con la firma estadounidense Shuepbach Energy Uruguay SRL. Las inversiones planteadas están entre los $us 6 millones y $us 9 millones para la primera etapa exploratoria. Asimismo, Petróleos de Venezuela (PDVSA) anunció que incrementará su inversión en el desarrollo integral del suroriente a $us 236 mil millones, en seis años. En
Foto: snmpe.org.pe
Colombia(Ecopetrol), Brasil (Petrobras) y Perú (Petroperú) incrementaron sus inversiones porque sus contratos y reglamentaciones están claramente definidos. TEXTO: RE y agencias
“
Álvaro Ríos, analista energético
Melchorita es la primera planta de licuefacción de gas natural construida en Sudamérica y la inversión más alta ejecutada en el Perú.
cuanto a su producción, buscará el crecimientode un millón 124 mil barriles diarios a un millón 600 mil de crudo hasta antes de fines de 2012. A diferencia de inversiones para exploración, YPF de Argentina anunció fuertes inversiones en recursos no convencionales por $us 2.800 millones. De ese total, al menos $us 300 millones se destinarán a este tipo de proyectos. ▲
“áreas licitadas son mejores que áreas negociadas” Perú, Colombia, Brasil y Uruguay tienen una legislación bastante transparente relacionada a la entrega de áreas y su manejo. Se hace todo en base a licitaciones, donde las inversiones programadas a futuro, bonos en efectivo y otros son variables que se usan para designar a los que se adjudican las áreas petroleras. La ANH en Colombia, ANP en Brasil y Perú-Petro en Perú cumplen este rol y esto ha hecho que en estos tres países las inversiones se multipliquen. Las cifras de producción son importantes para el modelo adoptado. Colombia está cerca de producir 1 MM de barriles por día, Brasil ya pasó los 2 MM barriles por día y en Perú la exploración ya dio resultados de crudo pesado en el norte y se busca comercializarlo. Las empresas estatales como Ecopetrol, Petrobras, Ancap y Petroperú son un agente más del mercado. Las áreas del presal en Brasil asignadas a Petrobras cambian esta situación hacia delante en un régimen diferente. En el otro lado Venezuela, Bolivia y Ecuador los contratos entran en negociación con los gobiernos y esto le resta transparencia a los procesos. Los contratos deben ser firmados con las empresas estatales.
ARTE IMPRENTA SGE 23x4,27
Foto: Archivo RE
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“
el Estado debe cambiar de matriz de pensamiento, de rentista a país que espere rentabilidad de sus operaciones financieras como socio de proyectos de valor agregado
“
Boris Gómez Úzqueda, analista energético
17
petróleo & gas
Para el desarrollo de la actividad petrolera
Analista opina que reservas monetarias deben financiar proyectos del sector. Plantean usar excedentes de exportaciones. TEXTO: Edén García s.
D
espués que el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, enviara a la Asamblea Legislativa un proyecto de ley para el uso de $us 1.200 millones de las Reservas Internacionales Netas (RIN) en temas productivos e industriales, analistas manifestaron posiciones distintas sobre la posibilidad de usar estos recursos en la actividad petrolera. “Siempre hemos sugerido que el Estado cambie de matriz de pensamiento de rentista a país que espere rentabilidad de sus operaciones financieras como socio de proyectos de valor agregado. El financiamiento de esos proyectos bien podría darse movilizando las dormidas RIN”, afirmó Boris Gómez Úzqueda, analista energético. En su criterio, se debería utilizar de manera inmediata, planificada y orientada hasta $us 6.000 millones para financiar proyectos específicos de industrialización del gas, entre ellos una planta de producción de GTL (gas a líquidos), petroquímica de segunda generación, fertilizantes, úrea, explosivos y utilización de gas para generación eléctrica, además de retomar el proyecto GNL (gas natural licuado).
Sin embargo, advirtió que estos fondos no deben ser usados para la creación de industrias estatales, sino para invertir en operaciones de financiamiento y apalancamiento de nuevos capitales externos, en proyectos en los que el Estado boliviano sea un socio estratégico e igualitario de empresas multinacionales. Aclaró que este enfoque debe estar sujeto a una estabilidad política y a una nueva Ley de Hidrocarburos que regule con transparencia el manejo de los recursos que se realizan en el sector. Una valoración diferente tiene el exsuperintendente de Hidrocarburos, Carlos Miranda, para quien las inversiones en la industria petrolera, siempre tienen un contenido de riesgo y que la utilización de las RIN en este sector no es nada aconsejable e inclusive muy criticable. “El discurso político ha sido que con la llamada Nacionalización de los Hidrocarburos, recuperaríamos ingentes recursos para el desarrollo de la industria misma y de otros sectores. Por tanto el utilizar las RIN sería una total contradicción a la tan auto elogiada política petrolera nacional”, aseveró. Señaló que en vez de utilizar las RIN, parte de los ingresos que se reciben por las exportaciones de gas pueden ser destinados al desarrollo de la industria petrolera. ▲
Foto: Archivo Reporte Energía
Sugieren utilizar las rIN en industrialización del gas y GNL
Opinan que las RIN deben ser invertidas en operaciones de financiamiento y apalancamiento de nuevos capitales externos.
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ESTADíSTICAs HIDROCARBUROS
Cushing, OK WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)
Fecha
con el auspicio de
Feb 08, 2012 Feb 09, 2012 Feb 10, 2012 Feb 13, 2012 Feb 14, 2012 Feb 15, 2012 Feb 16, 2012 Feb 17, 2012 Feb 21, 2012 Feb 22, 2012
Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)
98,8 99,88 98,68 100,39 100,82 101,82 102,33 103,27 105,88 105,99
117,18 118,4 118,13 118,73 118,3 120,25 121 120,69 120,85 123,07
Europe Brent (dólar por barril)
$us
MINERÍA
COTIZACIóN OFICIAL DE MINERALES
PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (del 9 al 23 de FEBRERO 2012) ESTAÑO $us/L.F.
PLOMO $us/L.F.
ZINC $us/L.F.
11,4101 11,5643 11,4759 11,2468 11,1266 10,8862 10,9747 10,6708 10,7706 10,8409 10,8998
0,9711 0,9834 0,9648 0,9414 0,9290 0,8999 0,9194 0,9197 0,9328 0,9385 0,9587
0,9557 0,9580 0,9466 0,9167 0,9144 0,8845 0,8902 0,8845 0,9099 0,9099 0,9235
oRO
8
ANTIMONIO WOLFRAM $us/T.M.F. $us/U.L.F.
9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 días
36,50 36,00 35,50 35,00 34,50 34,00 33,50 33,00 32,50 32,00
PLATA
8
9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 días
Ago 386,7 272,4 169,8 10,2 51,8 18,4 38,4 39,3 7,4 11,3 5,7 15,4 52,2 15,2 2,1 1.050,1
Sep 404,8 266,0 171,2 9,9 51,2 18,4 38,5 38,3 7,3 10,9 5,9 15,3 51,3 15,2 2,2 1.052,0
Oct 401,0 266,1 172,4 9,7 50,1 17,1 38,8 38,9 6,9 10,7 5,9 15,6 50,9 15,0 2,2 1.052,5
Nov 415,2 264,1 170,1 9,9 48,6 16,5 38,1 38,2 6,7 10,6 5,7 16,1 51,9 15,2 2,0 1.065,5
Dic 422,4 260,0 170,6 9,5 49,9 17,1 40,2 39,4 6,7 10,4 5,7 16,0 52,7 15,1 2,0 1.067,4
Ene Feb (al 21) 413,8 399,7 255,3 261,0 164,1 166,8 9,2 9,6 49,2 50,4 16,0 17,6 37,6 38,5 39,5 39,7 6,3 6,4 10,1 10,3 5,5 5,7 15,3 16,0 54,0 53,9 15,1 15,1 2,0 1,9 1.045,2 1.056,5
(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)
MW
ENERGÍA DIARIA INYECTADA EN MW (del 7 al 21-02-2012)
14.000,0 12.000,0 10.000,0
Termoeléctrica Termoeléctrica
8.000,0 6.000,0 4.000,0 2.000,0
8
9
10
33,8000 33,5500 33,8400 33,5100 33,6900 33,1800 33,4800 33,5600 33,6500 34,0800 34,5500
1733,00 1715,50 1727,00 1721,00 1725,50 1716,00 1732,00 1729,50 1737,00 1754,75 1776,50
con el auspicio de
COBRE
8
DEMANDA máxima de potencia en mw (may2011-feb 2012)
May Jun Jul CRE - Santa Cruz 376,1 348,2 347,7 ELECTROPAZ - La Paz 265,6 269,4 271,6 ELFEC - Cochabamba 165,5 167,1 166,1 ELFEC - Chimoré 8,8 9,0 8,9 ELFEO - Oruro 50,8 51,1 50,6 ELFEO - Catavi 16,7 18,4 18,7 CESSA - Sucre 38,4 38,6 37,6 SEPSA - Potosí 36,8 38,6 38,1 SEPSA - Punutuma 7,2 7,7 7,6 SEPSA - Atocha 11,2 11,5 11,5 SEPSA - Don Diego 6,0 5,2 5,8 ENDE - Varios (2) 12,9 14,4 13,4 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 51,8 50,7 51,5 Otros - C. No Regulados 15,1 14,7 15,2 Varios (1) 2,1 1,7 2,2 TOTAL COINCIDENTAL 1.031,0 993,5 995,1
7
ORO $us/O.T.
9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 días
1,06 1,04 1,02 1,00 0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 0,88
ZINC
8
9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 días Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia
ELECTRICIDAD
0,0
4,11 4,06 4,01 3,96 3,91 3,86 3,81 3,76 3,71 3,66
PLATA $us/O.T.
$us./L.F.
1839 1819 1799 1779 1759 1739 1719 1699 1679 1659
BISMUTO $us/L.F.
3,8646 3,8964 10,50 12700,00 142,24 3,8605 3,8102 3,8079 10,50 12800,00 142,24 3,7235 3,7963 10,50 12800,00 142,24 3,7340 3,7757 3,8059 10,50 12800,00 142,24 3,8134
$us./O.T.
$us./O.T.
9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23
COBRE $us/L.F.
$us./L.F.
DíAS
11
Los valores de energía horaria aquí informados son obtenidos a partir de los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).
Hidroeléctrica 12
13
14 días
15
16
Hidroeléctrica 17
18
19
20
GENERACIÓN máxima DIARIA en mw (jun 2011-feb 2012) Dia Jun Jul 1 1.033,1 2 1.029,6 3 1.027,9 4 966,8 5 889,0 6 1.003,2 7 1.021,7 8 1.034,1 9 1.024,0 10 995,0 11 908,8 12 865,3 13 984,4 14 985,8 15 1.013,3 16 1.039,8 17 1.030,8 18 970,0 19 924,7 20 1.045,3 21 1.005,6 22 1.023,1 23 898,3 24 989,0 25 922,9 26 878,7 27 995,8 28 1.008,9 29 1.028,9 30 1.012,6 31 Max. 1.081,7
1.014,8 909,7 876,4 998,4 1.013,8 1.019,8 999,9 1.019,3 961,7 895,5 1.034,1 1.045,4 1.042,5 1.042,3 1.045,3 962,2 904,4 1.018,4 1.018,6 1.029,1 1.010,3 1.024,0 969,0 921,7 1.017,9 1.013,5 1.036,5 1.048,1 1.036,2 939,8 876,6 1.080,7
Ago
Sep
988,0 1.059,5 1.009,9 1.073,2 1.019,3 1.011,0 1.024,7 987,6 1.001,5 1.068,2 886,7 1.081,7 911,6 1.101,2 1.024,8 1.048,4 1.049,3 1.034,4 1.031,8 988,0 1.032,3 944,4 1.022,5 1.066,4 1.011,7 1.076,9 943,6 1.088,8 1.068,1 1.104,5 1.041,8 1.103,3 1.090,3 1.025,9 1.102,0 929,7 1.035,6 1.062,8 935,3 1.061,8 910,8 1.088,0 1.015,9 1.093,6 1.038,3 1.080,8 1.046,3 970,8 1.057,6 952,2 1.060,0 1.084,1 1.019,2 1.093,5 978,9 1.035,2 1.082,4 1.052,2 1.073,5 1.098,4 1.059,5 1.045,3 1.048,1
Oct
Nov
Dic
1.003,1 1.010,2 1.079,6 949,3 920,3 1.100,5 1.090,0 1.083,6 1.037,3 1.103,1 1.093,3 977,5 1.088,0 1.024,7 1.094,6 1.096,7 961,5 1.117,8 1.062,4 1.100,7 1.114,3 969,3 1.089,7 1.070,0 939,4 1.106,4 1.076,5 1.071,2 1.118,1 1.034,2 1.044,0 1.072,0 981,8 1.060,9 1.039,6 1.105,6 1.060,5 1.002,4 1.064,6 1.029,6 1.067,2 1.037,0 929,7 1.075,1 1.098,8 920,7 1.068,7 1.090,1 1.053,4 1.073,8 1.003,7 1.083,5 1.098,4 963,9 1.093,3 1.016,2 1.089,7 1.079,9 979,4 1.117,2 1.094,6 1.082,6 1.094,6 1.025,1 1.082,3 1.079,7 984,3 1.098,8 1.070,6 1.103,6 1.110,1 980,5 1.085,8 1.105,8 848,0 1.082,2 1.028,9 953,7 1.102,4 993,8 1.088,8 1.072,7 1.068,8 1.102,4 1.052,4 1.078,5 1.085,1 911,0 1.084,6 1.034,2 1.102,0 1.104,5 1.103,6
Ene Feb 832,8 914,6 1.060,6 1.093,4 1.093,3 1.060,8 965,2 954,4 1.067,6 1.039,5 1.025,1 1.011,2 1.031,6 994,8 950,2 1.071,9 1.098,1 1.055,0 1.100,0 1.080,5 1.005,1 905,7 960,4 1.054,4 1.006,4 1.052,5 1.063,8 1.009,9 940,7 1.055,8 1.084,5 1.118,1
1.045,2 1.046,2 1.069,1 979,0 949,3 1.082,8 1.103,5 1.113,5 1.039,7 992,6 973,4 928,1 1.004,1 1.091,9 1.062,8 1.062,4 1.013,8 877,6 858,2 885,7 847,7
1.113,5
Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)
21 Fuente: CNDC
1 al 15 de Marzo | 2012
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