EDICION 77 - RE

Foto: Serpetbol

petróleo & gas

serpetbol perú desarrolla tres obras nuevas relacionadas a camisea Los trabajos ligados al proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) del Perú son para su principal cliente, Pluspetrol. Acaba de certificar P. 16-17 su Sistema de Gestión.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 77

Del 1 al 15 de mayo de 2012

(Henry Hub / MMBTU) Abr 24

Abr 25

Abr 26

Abr 27

Abr 30

May 1

1.97 2.068 2.036 2.186 2.285 2.371 Precio del gas boliviano para Argentina

11,08 $us/MMBTU

Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE

proyecto ‘estrella’ de ypfb casa matriz en riesgo

sísmica 3d en itaguazurenda se traba por protesta guaraní La Capitanía Parapitiguasu observa falencias en la realización de la consulta y participación de este proyecto y desconoce el monto acordado por compensación de impactos. Por su parte, YPFB afirma que se cumplió con todos los procedimientos legales. El MHE guarda silencio.

Precio del gas boliviano para Brasil

9,26 $us/MMBTU

Foto: EGS / RE

DESTACADO

P

ese a contar con licencia ambiental emitida el 8 febrero de 2012 y con la previsión para iniciar obras el 15 de ese mes, las labores de Sinopec, compañía que se adjudicó la sísmica 3D

en Itaguazurenda, no comenzaron hasta la fecha por el desacuerdo existente entre indígenas y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Autoridades nacionales buscan reuniones de acercamiento. p. 12-13 Foto: Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz / Inspección a campos de YPFB Chaco SA

PRECIO DEL GAS A MAYO DE 2012

Fuente: eia.gov/ypfb

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

al cierre

margarita ya aporta 9 mmmcd de gas; está en marcha segunda fase Se prevé incrementar el potencial productivo a 15 MMmcd de gas hasta 2014. Se construirá nuevo módulo de procesamiento, más ductos de evacuación y se perforará P. 20 otros tres pozos de desarrollo. petróleo & gas

planta de separación de líquidos gran chaco con licencia ambiental Anuncian ‘movimiento de suelo’ en junio próximo, tras concluirse un porcentaje de la ingeniería en detalle. Se espera resolución del INRA sobre titularidad del terreno P.10 donde se construirá el complejo.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

inspección: patujusal, cusis y junín mermaron producción por tomas

p.9

P.21

Foto: lanacion.com.ar

Foto: Edén García / Reporte Energía

P. 19

Acercan medición de huella de carbono a más empresas

Foto: ABI

Carlos Caballero participó exitosamente en Expomin 2012 en Chile.

P. 7

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Foto: Archivo / Reporte Energía

P. 5

Foto: Carlos Caballero

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P.11

Moutinho: ‘Argentina cada vez más dependiente del gas boliviano’ Consideran que nacionalización de TDE genera incertidumbre

Instalaciones domiciliarias de gas registran 18% de avance en todo el país

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

Eucaliptus produjo 2.900 t de ácido sulfúrico industrial

Decisión soberana

Tras dos años y medio de la puesta en funcionamiento de la Planta de Ácido Sulfúrico de Eucaliptus se obtuvo una producción de 2.900 toneladas (t) del mismo para fines industriales, con 98.5% de concentración, indicó la Corporación Minera de Bolivia (Comibol).

La capacidad actual de producción de la Planta es de 70 t/día de ácido sulfúrico, siendo que su capacidad es de 120 t/día. Se emplea el azufre nacional que llega de la provincia Sud Lípez - Potosí. Por ahora, se trabaja para que el proyecto Capuratas, pueda proveer a largo plazo esta materia prima a la planta.

experto diserta sobre ‘sísmica en pie de monte andino’ En el marco del programa del II Congreso “YPFB Gas & Petróleo 2012” que se realizará el 17 y 18 de mayo en Santa Cruz, se confirmó la participación del Experto Senior en Geofísica de la compañía francesa Total SA, Francis Clement, con la exposición “Sísmica en el Pie de Monte Andino”.

El especialista expondrá en el II Congreso “la calidad de las imágenes sísmicas en zonas de pie de monte y de faja plegada con topografía abrupta que es por lo general muy pobre cuando se utilizan estudios sísmicos convencionales 3D ortogonales de baja cobertura”.

En marcha Microcentral Hidroeléctrica Kanamarca Está en funcionamiento la microcentral hidroeléctrica Kanamarca y Valle Hermoso, que es parte del Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad, dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Este proyecto se encuentra ubicado en la 1ra Sección de la Provincia Inquisivi, del municipio de Inquisivi, en el departamento de La Paz. El proyecto tuvo una inversión total de Bs 1.068.711, con un financiamiento del 80% por parte del Programa KfW y un 20% por el Municipio de Inquisivi.

La Constitución Política del Estado y el Derecho Internacional amparan la decisión asumida por el presidente Evo Morales, quien a nombre del pueblo boliviano procedió a nacionalizar las acciones de propiedad de la empresa Red Eléctrica de España (REE) en la Transportadora de Electricidad (TDE) en Bolivia.

Los mismos principios amparan a Cristina Fernández de Kirchner para nacionalizar o “recuperar” las acciones que la empresa Repsol poseía en la otrora estatal YPF de Argentina, emblemática empresa que en su época de oro fue convertida en una poderosa y altamente eficiente petrolera nacional por el recordado boliviano José Estenssoro.

Sin embargo, en esta edición el calificado experto internacional Darío Arias, en un profundo análisis jurídico de la situación generada por el gobierno argentino, dice bien al marcar diferencias entre el “fondo” y la “forma”, cuando ambos aspectos son altamente sensibles en materia de inversión extranjera de riesgo y particularmente en materia de hidrocarburos, que por ser actividades de capital

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

intensivo, requieren de un ambiente estable y seguridad en todos los aspectos.

Obviamente el discurso oficial es que hoy más que nunca existe seguridad para la inversión en todo sentido.

Lamentablemente las bolsas y los analistas de riesgo leen los periódicos y frenan en seco ante noticias como estas porque los antecedentes en nuestros países no han sido precisamente muy bien publicitados.

Las reacciones diplomáticas a la decisión argentina o boliviana han sido de los más diversas, pero como dice el análisis Coy 145 de Milenio que acabamos de recibir, “las decisiones soberanas no siempre son las más convenientes”.

Sin pretender sostener como nuestro el análisis anterior, que es de responsabilidad de Milenio, no podemos dejar de revisar los efectos que en la imagen del país producen las nacionalizaciones, -expropiaciones o cómo quieran calificarla cada uno de los actores involucarados-, particularmente cuando el presidente de YPFB Carlos Villegas se encuentra en una ardua y difícil campaña de promoción

de inversiones extranjeras en la Ronda Exploratoria 2012, en la que debe vender no solo la oportunidad de negocio en las áreas de interés exploratorio en el país, sino una marca país, que va precedida de noticias que, muy a pesar nuestro, tocan la sensibilidad de las empresas-objetivo a las que se apunta con esta campaña. El lenguaje nacionalizador, si bien responde a decisiones soberanas, constitucionales y son un derecho de los pueblos, muchas veces contaminan el “fondo con la forma”, como expresa Darío Arias y coincidentemente varios analistas internacionales de diversa línea en estos días. Cabe entonces preguntarse si es aún necesario desplegar la fuerza pública o militar y un lenguaje agresivo en el proceso de “recuperación de propiedad nacional” o es mejor, acorde con los tiempos y las necesidades de hacer negocios en beneficio de los pueblos, hacer uso de un tono distinto y lo que es mejor negociar de tal manera que el proceso negociador resulte en un beneficio para el pueblo, antes que en un deterioro de la imagen. ▲

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El tema eléctrico merece poca importancia porque estamos acostumbrados a pensar que mientras no nos ocurra un accidente, estamos libres de riesgo

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Pablo Castedo, gerente general de Capser

falta conciencia para aplicar medidas de prevención

Riesgos de accidentes eléctricos en industria boliviana son elevados TEXTO: Edén García s.

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ese a que la ocurrencia de accidentes eléctricos es uno de los perjuicios de mayor impacto en la industria, la mayoría de las empresas todavía no cuentan con medidas de seguridad que permitan prevenir los mismos, según Pablo Castedo, gerente general de Capser, consultora que brinda capacitaciones en salud, seguridad y medio ambiente (SSMA).

En este tema, el ejecutivo señaló que la falta de capacitación a los trabajadores y el incumplimiento de la norma APNB 777 que regula el diseño y construcción de instalaciones eléctricas, son las principales causas de esta problemática.

De acuerdo a datos estadísticos un 80% de todos los incendios que suceden en la industria son provocados por accidentes eléctricos y el mal manejo de las instalaciones.

“Cuando se produce un incendio la única respuesta que se escucha es que fue un corto circuito y punto final, pero ahora la pregunta debe ser qué produjo este incidente y cuáles serán las medidas para que no vuelva a suceder”, reflexionó Castedo.

En su criterio, la mayoría de las empresas en el país todavía no han tomado con

seriedad la importancia de prevenir accidentes eléctricos y se conforman con comprar extintores y algunas herramientas, pero no invierten en la capacitación del personal y en la generación de una cultura de seguridad industrial.

“El tema eléctrico es a lo que menos importancia se le da porque estamos acostumbrados a pensar que, mientras no nos ocurra un accidente, estamos libres de riesgo, entonces no invertimos, no capacitamos y no inculcamos una cultura de seguridad en el personal”, aseveró.

Afirmó que a la falta de conciencia en muchas empresas se le suma el hecho de que las autoridades llamadas a supervisar el cumplimiento de estas normas de seguridad no lo hacen, por lo que lo último que las compañías pensarán es invertir en seguridad.

Por eso la capacitación que brinda Capser se divide en tres partes. En la primera se aborda el manejo de alta, media y baja tensión en infraestructuras domiciliarias, comerciales y otras, para determinar cuál es la manera correcta de hacer la instalación y el tipo de cable que se debe utilizar de acuerdo al voltaje.

En la segunda parte se habla de la seguridad industrial ante riesgos eléctricos, tomando en cuenta la importancia de elaborar procedimientos, hacer inspeccio-

Foto: Reporte Energía

De acuerdo a Pablo Castedo, gerente general de Capser, un 80% de los incendios de la industria en general son provocados por incidentes eléctricos. La falta de cumplimiento de la norma y la poca capacitación al personal son los principales problemas.

El peligro más grande en las empresas del país es la falta de cultura y compromiso con la seguridad.

nes previas al iniciar el trabajo, el bloqueo y etiquetado en los tableros de control, la utilización de equipos de protección, entre otros aspectos. Por último, en la tercera parte se instruye primeros auxilios frente a accidentes eléctricos.

En cuanto a las empresas que acatan las normas de seguridad, Castedo identificó

dos tipos: las que lo hacen por convicción y las que cumplen por obligación debido a que ganaron una licitación de una obra y el contrato lo exige.

Por ello, recalcó que el peligro más grande que afrontan muchas empresas en el país es la falta de cultura y compromiso en seguridad laboral. ▲

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Queremos romper el paradigma de que lo hecho en Bolivia no es de buena calidad

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Diego Caballero, gerente general de Carlos Caballero SRL

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empresa

especialistas en diseño, fabricación y montaje de estructuras metálicas

Carlos Caballero afianza liderazgo en soluciones integrales en acero Tiene como objetivo lograr presencia en el mercado sudamericano, desarrollando trabajos especializados en el país. Realizaron proyectos importantes para compañías como San Cristóbal, Megalúrgica Vinto e YPFB Refinación, entre otras.

TEXTO: edén garcía s.

L

a empresa Carlos Caballero SRL que opera en el país desde 1999, presenta a la industria en general soluciones integrales en acero para el diseño, fabricación y montaje de estructuras metálicas y equipos industriales con calidad, ya que cuenta con la experiencia y certificaciones necesarias que avalan su trabajo.

De acuerdo a su gerente general, Diego Caballero, la empresa está preparada para desarrollar proyectos de gran envergadura en los sectores petrolero, minero, ferroviario, agrícola, sucro alcoholero, aceitero, cementero y telecomunicaciones.

Carlos Caballero y sus productos cuentan con las certificaciones necesarias para la fabricación de recipientes a presión con norma ASME, tanques API y la ISO 9001.

Sin embargo, el ejecutivo de la empresa

metalúrgica indicó que están en la búsqueda de más certificaciones para garantizar la calidad de sus productos y ser reconocidos fuera del país como “exportadores de excelencia”.

“Queremos romper el paradigma de que lo hecho en Bolivia no es de buena calidad. Nuestro estándar está a la altura de las mejores industrias del mundo y nos permiten ser reconocidos fuera de nuestras fronteras como exportadores de lo que producimos”, manifestó.

Entre los proyectos más importantes que ha realizado Carlos Caballero figuran: el domo más grande de América que tiene 140 metros de diámetro y 57 metros de alto para la minera San Cristóbal, la fabricación y montaje de estructura del horno Ausmelt para la metalúrgica Vinto, el servicio de ingeniería, procura y construcción de Revamp hornos para YPFB Refinación y otros.

Caballero anunció que se avecinan innumerables proyectos en el sector de gas

Presentes en la expomin 2012 en chile

Fotos: Carlos Caballero

Carlos Caballero participó del Congreso Internacional Expomin 2012, un encuentro mundial de la minería realizado en Santiago de Chile, donde empresarios, altos ejecutivos, representantes internacionales, profesionales y técnicos de más de 35 países conocieron el trabajo y la calidad con la que se desempeña la empresa boliviana.

y minería para los que quieren estar preparados tanto en capacidad técnica como infraestructura. Para ello prevén construir una nueva planta modelo que permita incrementar la producción, pero manteniendo la misma calidad.

También tienen como objetivo afianzar el liderazgo obtenido en la industria nacional y expandir su mercado en toda Sudamérica.

Actualmente, Carlos Caballero cuenta con oficina y talleres también en Perú. ▲

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medio ambiente

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Cada país tiene visiones diferentes, pero hay coincidencia en que el nuevo modelo de desarrollo a presentar debe ser sostenible e integrar lo ambiental, social y económico

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Ligia Castro, directora de Medio Ambiente de la CAF

Ligia Castro, directora de medio Ambiente de la CAF

‘Bolivia se encamina a cumplir los objetivos del Milenio en agua potable’ Foto: Edén García /Reporte Energía

La ejecutiva se refirió a los avances del Proyecto “Mi Agua” en el país. A nivel latinoamérica destacó los proyectos de biocomercio en Perú, Ecuador y Colombia. Participará en la Cumbre Río +20, donde “se debe debatir un modelo de desarrollo sostenible”.

TEXTO: lizzett vargas o.

L

a directora de Ambiente de la CAF, Banco de Desarrollo de América Latina, Ligia Castro, en su primera visita a Bolivia concedió una entrevista a Reporte Energía, oportunidad en la que destacó la conclusión de la primera fase del proyecto “Mi Agua” que ejecuta la cartera gubernamental de ese sector. Para este tema su organización desembolsó $us 75 millones en el 2011, lo que a su criterio implica que Bolivia tiene interés en cumplir las Metas del Milenio en esta área.

El programa Más Inversión para el Agua (Mi Agua) fue implementado desde el año pasado para alcanzar las Metas del Milenio, que adoptaron los países miembros de Naciones Unidas, además de otros temas como la erradicación de la pobreza extrema y el hambre. ¿Describa por favor los planes, programas o proyectos que están a su cargo?

Una de las fortalezas que fue construyendo la Dirección de Medio Ambiente de la CAF es la evaluación y los seguimientos de todas las operaciones, que cada vez mejoran con salvaguardas ambientales y sociales.

La oficina con la mejor gestión ambiental es la de Bolivia, es un ejemplo en eficiencia y uso de todos los recursos.

Desde el 2011 se empieza a trabajar el tema ambiental de manera transversal con todas las vicepresidencias de CAF, con el objetivo de ayudar a los países para que las operaciones sean más integrales (social, ambiental y económicamente), que no solamente sea la construcción de una infraestructura, sino que alrededor de esta se puedan ayudar a los países en el desarrollo local pero sostenible. ¿Por qué señala a Bolivia como un ejemplo en gestión ambiental?

Porque ha concluido la primera etapa

del proyecto “Mi Agua” para el abastecimiento de agua potable y ahora empieza la segunda. Entonces, significa que tiene interés en cumplir las Metas del Milenio trazadas por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) hasta el 2015. Para ello, se aprobó el 2011 un crédito de $us 75 millones para Bolivia con el objetivo de promover inversiones en proyectos de agua y riego en 327 municipios de 337 existentes en el país. En total la CAF aprobó $us 117 millones para el área de desarrollo social y ambiental del país. ¿Qué proyectos de desarrollo sostenible está financiando CAF? En Colombia tenemos un plan de manejo de recursos hídricos con un financiamiento de $us 75 millones. Asimismo, en Perú se apoya al manejo forestal sostenible con un fondo de $us 29 millones. La restauración de 19 cuencas hidrográficas en Panamá con un

crédito de $us 18 millones. Estos son los primeros créditos ambientales como tales que da la CAF, puesto que antes había la tradición de los créditos para desarrollo social.

Por otro lado, hay créditos importantes que se han ido otorgando para prevención de desastres por inundaciones, en este sentido se entregó a Bolivia $us 42 millones para financiar este tipo de programa.

En Brasil dentro del apoyo al desarrollo sostenible de este país se desembolsó $us 1.7 millones, específicamente para la elaboración de un catastro georeferenciado de la red municipal de drenaje urbano en Río de Janeiro. Este programa es denominado gestión de riesgo. Lo interesante es que se inició primero para atender el desastre pero los países han entendido que es mejor invertir en prevención, por lo que ahora en vez de solicitar fondos para atender un desastre,

piden para prevención. ¿Cuáles son los programas financiados en gestión ambiental?

Tenemos el programa de Biocomercio.

Los países de América Latina tenemos una ventaja comparativa en nuestra biodiversidad, por lo que ahora queremos apoyarlos para que puedan convertir esa ventaja comparativa en una ventaja competitiva, pero respetando y conservando nuestra biodiversidad.

Para desarrollar este proyecto trabajamos con comunidades en áreas boscosas o alrededor de estas, capacitándolas para que puedan asociarse. Además se realiza un aprovechamiento sostenible de las especies no maderables del bosque, a fin de que puedan aprehender administración, finanzas y contabilidad para que empiecen a manejar ellos mismos sus propios emprendimientos. ¿Cuáles son los proyectos de biocomercio que se ejecutan actualmente?

Hay un proyecto que estamos haciendo como agencia ejecutora e implementadora a través del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente (Pnuma), que está teniendo muy buenos resultados en Colombia, Perú y Ecuador.

El proyecto en cuestión representa una inversión de más de $us 14 millones y tiene por objetivo apoyar, impulsar y fortalecer, en los próximos cuatro años a comunidades locales usuarias de bosques y otros recursos naturales en estos tres países.

En junio se realizará la Cumbre Río+20 ¿Cuál es su criterio sobre la agenda temática planteada?

Cada país tiene diferentes puntos de vista. Creo que en lo que sí están de acuerdo, es que el nuevo modelo de desarrollo debe ser sostenible e integrar lo ambiental, social y económico. La agenda de la Cumbre en Río comprende enunciados, puesto que no tiene metas, ni indicadores. Entonces, quizás podamos fijarles metas a esos enunciados. ▲

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Lo que se realiza en una empresa puedes llevarlo al ámbito de una ciudad, región o sector productivo. por ejemplo, medir la huella de carbono de la producción de la soya

Juan Carlos Enriquez, presidente de SASA

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espués que nueve empresas y organizaciones, entre ellas Reporte Energía ( a través de BZ Group) midieran su Huella de Carbono en el marco del proyecto de Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, se busca expandir y masificar esta experiencia en otras compañías y sectores del país, con el fin de contribuir a la mitigación del cambio climático y estar preparados a las nuevas exigencias comerciales que se aplicarán en un futuro cercano en el ámbito internacional.

La inciativa cuenta con el financiamiento de la CAF -Banco de Desarrollo de América Latina, la ejecución del Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca) y la consultora Servicios Ambientales SA (SASA).

Juan Carlos Enriquez, presidente de SASA, señaló que para este objetivo planean realizar acercamientos con organizaciones empresariales como la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz (Cainco) para aplicar este esquema en la industria, que está basado en la medición, verificación, reducción y neutralización de los gases de efecto invernadero (GEI).

Indicó que pretenden diseñar una estrategia que permita a las empresas hacer sus propios cálculos de medición para que al final el verificador externo, que en este caso es Ibnorca, valide los resultados.

Aparte de trabajar con empresas, informó que conjuntamente con CAF implementarán la medición de huellas en las ciudades. El proyecto incluirá a Lima, Quito y La Paz con lo que esperan ampliar los alcances de lo que se realiza actualmente.

“Lo que se realiza en una empresa lo puedes llevar al ámbito de una ciudad, región o sector productivo. Por ejemplo, la huella de carbono de la producción de la

medio ambiente

realizan acercamientos con organizaciones empresariales

Buscan expandir medición de la huella de carbono El proyecto que ejecuta SASA e Ibnorca, con el financiamiento de CAF, pretende abarcar más empresas de diferentes sectores. Advierten con restricciones comerciales en base a emisiones.

Foto: Edén García / Reporte Energía

TEXTO: edén garcía s.

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La medición de la Huella de Carbono es un esfuerzo conjunto entre SASA e Ibnorca, con el financiamineto de la CAF.

soya, del maíz, de la exportación de carne, es decir esto da para muchísimas cosas”, manifestó.

En su criterio, Bolivia debería formar una posición en relación a esta temática, ya que los diferentes países del mundo están avanzando en crear mecanismos y patrones de comportamientos a favor del medio ambiente, más aún cuando se conoce que a partir del 2014 la Unión Europea (EU) exi-

girá el etiquetado de la huella de carbono en todos los productos que ingresen a este mercado.

Añadió que Estados Unidos también analiza fijar aranceles para productos que entran al mercado norteamericano basados en la intensidad de la huella de carbono, es decir, que el que tiene mayor nivel de emisión en sus bienes, pagará un tributo más alto que el que emite pocos GEI.

Bisa es pionero en el cálculo de GEI en rubro bancario Banco Bisa SA se convirtió en la primera entidad financiera en Bolivia en medir su Huella de Carbono y, asumir con ello el compromiso de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para el cuidado del medio ambiente.

La medición de la Huella de Carbono de Banco BISA se realizó durante un año tomando en cuenta la información de la gestión 2010. La entidad financiera midió su consumo de gas natural, energía, combustible en vehículos, equipos de aire acondicionado y refrigeración, papel, además de los viajes realizados tanto terrestres como aéreos, con el objetivo, a corto y largo plazo, de desarrollar estrategias internas y externas que contribuyan a mitigar el impacto en el medio ambiente.

“Sólo las empresas con visión de futuro reconocen la necesidad de proteger el medio ambiente, por lo que nos enorgullece ser parte de ellas y ser los pioneros en este campo.

Nos preocupamos por los efectos de nuestras actividades, pero estamos prestos a mitigarlos”, sostuvo Jorge Velasco, vicepresidente Nacional de Negocios de Banco Bisa. ▲

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Petróleo & gas Analistas opinan sobre incentivo a la producción petrolera decretada por el Gobierno Juan Carlos Guzmán, Investigador del Cedla

Hugo del Granado - Analista energético

“Es un incentivo ciego a producción de petróleo y pierde el sentido de eficiencia del DS 28984”

“buena señal para los productores de petróleo”

El Decreto Supremo (DS) 1202 es una medida cuyas implicaciones técnicas, económicas y políticas merecen un análisis más allá de su posible resultado en la producción primaria de petróleo. Previo, sería bueno poner en contexto la medida.

En primera instancia debemos recordar que la experiencia boliviana ha demostrado, nítidamente, que cuando de hidrocarburos se trata la formalidad sí importa y, en este caso, una de las dimensiones del análisis debe pasar, necesariamente, por la temática institucional.

El DS 1202 reglamenta una Ley, la Ley 233, afectando el sentido que la Ley de Hidrocarburos vigente (Ley 3058) dio a la temática de los incentivos.

Recordemos que bajo esta Ley, el incentivo estaba dirigido a los campos marginales y pequeños y buscaba aprovechar los campos hasta su efectivo agotamiento, objetivo que bajo el DS 1202 es cambiado, como veremos más adelante.

Por otra parte, la Ley 3058 establece que toda modificación a los contratos petroleros debe ser autorizada por el Congreso y, además, cláusulas específicas de los contratos de operación (Art. 13.6) mencionan que “la Retribución al Titular constituirá el único pago a ser efectuado por YPFB”. El tema no es el principal, pero no es menor, pues varios derechos relacionados con los contratos petroleros han sido inscritos en la misma Constitución Política del Estado y, resulta que el DS 1202 reglamenta un régimen de incentivos, por fuera del régimen contractual petrolero, utilizando un artificio fiscal (las NOCRES) de manera que, formalmente, no es YPFB la entidad que hace la cancelación sino el Ministerio de Economía, con la venia del Ministerio de Hidrocarburos.

Otra característica relevante del DS 1202 es que extiende el incentivo a toda la producción de petróleo, tanto de campos petrolíferos como de campos gasíferos donde “existan descubrimientos de reservorios petrolíferos”. Recordemos que el DS 28984 de diciembre de 2006 - que reglamentaba el régimen de incentivos bajo la Ley 3058- establecía que el incentivo estaba destinado únicamente a campos petrolíferos marginales y pequeños, con reservas casi agotadas y producción menor a 900 bbl/día.

El DS 1202 establece un incentivo ciego a la producción de petróleo y pierde el sentido de eficiencia y eficacia que había buscado el DS 28984 abrogado.

Bajo aquel régimen, los campos de mayor producción percibían un incentivo menor - y viceversa- ; y se otorgaba mayor incentivo a la producción petrolera con mayor contenido de diésel.

Lo más preocupante, sin embargo, es que la entrega de un incentivo ciego no garantiza, para nada, inversiones tendientes a incrementar la reserva de petróleo. Si bien se establece (Art. 6) la obligación de actualizar los planes de desarrollo, éstos, finalmente, podrían limitarse a incrementar la producción de petróleo (caudal) con el cual se calculará la cantidad del incentivo, pues no existe ninguna cláusula contingente que condicione inversiones, calidad, etc. para la recepción del incentivo.

Hecha esta aproximación a la lectura del DS 1202

En términos generales es posible sostener que el DS 1202, pese a su tardanza, es una buena señal para los productores de petróleo que mejorarán su flujo de caja.

Ahora, por cada 100 Bl/d de producción tendrán un ingreso adicional de un millón de dólares por año incrementen o no su producción.

Se podría esperar que los 30 $us/Bl adicionales, influya en un incremento momentáneo de la producción de petróleo pero difícilmente será sostenible debido a la declinación natural de los campos desde hace más de una década y a la ausencia de nuevos descubrimientos en el mismo período.

Este incentivo, que correspondería mejor ser llamado nivelación de precios, como le gustó llamar el Gobierno cuando dictó el gasolinazo el año 2010, no alcanzaría sin embargo, para promover la exploración debido a que no forma parte de un marco de legislación de políticas y porque los elevados costos exploratorios vuelven marginal el aumento del flujo de caja logrado.

El objetivo de subir la producción de petróleo a 6000 Bl/d para el año 2014 es minúsculo en comparación a los volúmenes de carburantes importados o al quehacer petrolero latinoamericano y sería lamentable que se piense lo contrario.

Si los objetivos del Gobierno fueran efectivamente los de promover la exploración y aumentar la producción de petróleo, tiene que pensar en medidas estructurales como una Ley de Hidrocarburos, Ley de Inversiones, fortalecimiento de la institucionalidad, menor injerencia política y otras que den seguridad jurídica al inversor. Los incentivos por la vía de decretos son tan frágiles como que pueden fácilmente desaparecer mediante similares medidas.

Fotos: Archivo / Reporte Energía

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cabe preguntarse, más allá de su resultado, ¿qué implicaciones tiene la medida?

Por una parte, eliminar la discriminación por tipo de campo, caudal y calidad del petróleo producido, condiciones establecidas en el DS 28984, y no establecer condiciones mínimas de inversión para la entrega de incentivos, da cuenta de un agudo desequilibrio entre la producción nacional de petróleo, el incremento de la demanda y las importaciones de diésel y gasolina, que se agudizan por la tendencia ascendente del precio del petróleo.

El orden de magnitud del incentivo, a los valores de producción de petróleo de 2011, alcanza a $us 50 millones, de los cuales, el 52%, podría ir a la empresa titular de los campos Paloma, es decir, Repsol YPF. El restante 48% será compartido entre YPFB Chaco SA, YPFB Andina SA y otras empresas. La información oficial disponible, no permite averiguar la participación de otras empresas.

Dado que no existe ninguna cláusula contingente que condicione la entrega del incentivo a la producción adicional o incremento de reserva, el valor estimado será efectivo aún si la producción se mantuviese estancada, es decir, un regalo.

Por otra parte, es claro que, desde la óptica del Estado, el valor final del barril de petróleo puesto en refinería experimenta un incremento de 30 $us/bbl; pues, aunque formalmente el precio del petróleo en el mercado interno se mantiene en 27.11 $us/bbl y seguirá pagando las regalías e IDH correspondientes a este valor, en los hechos el Estado acabará pagando un total del orden de 40 $us/bbl: alrededor de 10 $us/bbl en efectivo, por las retribuciones al titular, y 30 $us/bbl en notas de crédito fiscal, financiadas por impuestos que el Estado renuncia a percibir en efectivo. Ahora bien, que el Estado emita valores que debieron ingresar al TGN en efectivo no significa otra cosa que una cesión de parte del excedente, más allá de lo establecido por la Ley de hidrocarburos 3058.

Sacrificar participación en el excedente entregando un incentivo ciego al inicio de la cadena productiva, utilizando una figura jurídico-financiera legal -pero observable- con la única finalidad de obtener mayores volúmenes de petróleo sin discriminación de calidad, dimensión del campo y sin cláusulas de adicionalidad que garanticen la consecución del objetivo buscado, da cuenta de una situación complicada en la gestión de un sector que, supuestamente, está nacionalizado.

Mauricio Medinaceli - Analista energético

“una de pocas medidas de solución a corto plazo” En general, la entrega de Notas de Crédito a los operadores privados no es la solución óptima para resolver problemas financieros, dado que: 1) Son aprobadas por decreto supremo y no por ley (por ello, son altamente discrecionales) y 2) su monetización tiene un costo financiero no despreciable.

Sin embargo, en una coyuntura de alta restricción legal (generada por la actual CPE y la Ley de Hidrocarburos No. 3058) aparece como una de las pocas medidas de solución de corto plazo, por ello, esperaría un impacto positivo (quizás pequeño) sobre el nivel de producción durante los próximos años. Ello no quita que el sector enfrente problemas estructurales serios: 1) falta de mercados externos; 2) falta de inversión a gran escala; 3) políticas de precios confusas; 4) sistemas impositivos poco progresivos; 5) diseños contractuales no compatibles con la CPE, entre otros.

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la producción de crudo de Los Cusis es de 188 barriles por día (BPD), un 20% menos de lo que se producía antes de la toma, mientras que Patujusal descendió en 7%

Delegación de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

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Petróleo & gas Foto: Gobierno Departamental de Santa Cruz

presión en los pozos disminuyó

Producción de crudo en campos de YPFB Chaco mermó por tomas Los Cusis y Patujusal bajaron en un 20% y 7%, respectivamente su producción. El Pozo Junín-2 quedó ahogado.

TEXTO: edén garcía s.

U

n informe proporcionado por técnicos de YPFB Chaco SA a la Delegación de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz, durante una visita de inspección realizada a mediados de abril, da cuenta que la producción de crudo en los campos Los Cusis y Patujusal bajó en 20% y 7%, respectivamente, a raíz de los dos días de tomas que realizaron los productores de arroz de la provincia Sara en el mes de marzo de este año.

A esto se suma que el pozo Junín-2 (JNN-2) dejó de producir gas ya que el mismo quedó ahogado por la acumulación de agua en el reservorio, que también se dio a causa de la inactividad en los días de la toma.

La producción alcanzaba un volumen diario de 1,2 millones de pies cúbicos (MMpcd).

A inicios de marzo de este año los productores arroceros del Norte Integrado, que no están afiliados a la Federación de Coo-

perativas Arroceras (Fenca) ni a la Empresa de Apoyo a la Producción (Emapa), tomaron diferentes campos, plantas e instalaciones petroleras en general de YPFB Chaco y YPFB Andina, exigiendo que se fije un precio de $us 70 la fanega de arroz y que el Gobierno le compre toda su producción.

Una vez los arroceros desalojaron las instalaciones hidrocarburíferas después de negociaciones con un grupo de fiscales, los pozos no volvieron a producir inmediatamente, sino que, dependiendo del campo, se tardó algunos días para reiniciar operaciones, aunque no en los volúmenes anteriores.

Según la explicación brindada, este decrecimiento ocurrió porque al detener la producción diaria de forma súbita, las variables de presión y temperatura cambiaron en los pozos, ocasionándose un descenso en el flujo de volúmenes producidos.

En su momento, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, había advertido sobre esta situación, y señalaba que al tratarse de campos que están en declinación sería difícil restaurar la producción

La producción actual de petróleo del campo Los Cusis es de 188 BPD.

Técnicos del Gobierno Departamental de Santa Cruz y de YPFB Chaco SA inspeccionaron la operación del pozo JNN-3.

en los volúmenes que se daban antes de la toma.

“El hecho de cerrar uno de estos campos y nuevamente volverlos abrir, implica que con seguridad no tendrán la producción que se tenía hasta esa fecha”, lamentaba Sosa.

En este sentido, se conoce que la producción actual de crudo del campo Los Cusis es de 188 barriles por día (BPD), un 20% menos de lo que se producía antes de la toma, mientras que el campo Patujusal descendió en 7%, hasta llegar a los 440 BPD. Además, se debe tomar en cuenta que después de los dos días de paralización por la toma, el campo Los Cusis tardó tres días en producir crudo nuevamente, Humberto Suárez Roca cinco y Patujusal una semana.

Por su parte, el campo gasífero de Santa Rosa, que con sus 6 pozos produce un volumen de 30 MMpcd, restituyó operaciones en tres días, después de la toma.

En cuanto al pozo JNN-2, que está ahogado, se analiza la posibilidad de intervenirlo para que vuelva nuevamente a operar, sin embargo, los costos de producción que implica este trabajo ponen en duda la factibili-

campos después de la toma Humberto suÁrez Roca. 5 días para reponer operación. Produce 190 BPD de crudo. No se registró descenso significativo de producción.

Los cusis. Bajó su producción hasta 20%, con un volumen actual de 188 BPD. pATUJUSAL. Este campo redujo su producción en 7% aproximadamente, descendiendo hasta los 440 BPD. Junín. Cuenta con el pozo JNN-3 que produce 5,3 MMpcd de gas, y JNN-2 que está ahogado y se analiza una intervención.

Santa Rosa. Tardó 3 días en restituir producción de 30 MMpcd de gas en 6 pozos.

Palometa nw. No se registraron perjuicios mayores. Actualemente, se perfora un pozo dirigido de gas, el PNW-5D.

dad de esta tarea, puesto que los volúmenes producidos de 1,2 MMpcd de gas no son significativos para justificar esta inversión. ▲

El campo Patujusal tardó una semana en producir nuevamente crudo después de las tomas.

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Petróleo & gas

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Lo único que tendríamos que ver en el lugar es la inversión social, ya que hemos cumplido con todos los pasos que exige la ley para La consulta pública

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Gerson Rojas, gerente nacional de Plantas de Separación de Líquidos

SE PREVÉ INICIAR MOVIMIENTO DE SUELO A INICIOS DE JUNIO PRÓXIMO

Planta de separación de líquidos gran Chaco obtuvo licencia ambiental La capitanía guaraní de Yacuiba pide la realización de la consulta “conforme establece la Constitución Política del Estado”.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos manifiesta que se cumplió con todos los pasos legales.

TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

L

a Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco obtuvo a inicios de abril la licencia ambiental del proyecto y espera comenzar en junio próximo el movimiento de suelos, confirmó a Reporte Energía, el gerente nacional de Plantas de Separación de Licuables de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Gerson Rojas.

A la fecha se dedican a la validación de la ingeniería básica del proyecto y a la elaboración de los planos de ingeniería en detalle, para la construcción de la Planta. “Tenemos previsto terminar la ingeniería de detalle, es decir con un porcentaje que nos permita entrar a obra a fines de mayo, para que en los

primeros días de junio se inicie el movimientos de suelo”, apuntó.

Respecto a la posición de YPFB expresada en la reunión celebrada con la Capitanía Guaraní de la zona Yacuiba, Rojas explicó que al tener la titularidad del terreno donde se instalará la Planta, el Ministerio de Medio Ambiente y Agua otorgó la categoría 2, por lo que no tendrían que realizar “ninguna consulta y participación y mucho menos pensar en una compensación” por posibles daños ambientales.

“Lo único que tendríamos que ver ahí es la inversión social, ya que hemos cumplido con todos pasos. La consulta pública la hemos hecho como exige la ley, puesto que hemos cubierto todos los pasos que corresponde”, expresó.

El terreno donde se construirá la Planta

de Separación de Líquidos Gran Chaco es de 384 hectáreas, de las que 130 se usarán para la edificación propiamente dicha, más márgenes de seguridad, y lo demás se usaría para la Planta de Etileno y Polietileno que se ubicaría en este lugar.

Por su parte Jorge Mendoza, capitán guaraní de la zona Yacuiba, manifestó que la consulta y participación relacionada a la Planta de Extracción de Licuables deberá realizarse, de acuerdo a la Constitución Política del Estado (CPE), aunque no dejó en claro si validan o no el proceso para la obtención de la licencia ambiental efectuado por Yacimientos.

“No nos oponemos al proyecto en ningún momento, que quede bien claro, lo único que le hemos dicho a la gente de YPFB es que presenten la documentación que muestre la titularidad de las tierras donde pretenden

SGE 23x16

que funcione la Planta. Además que tiene que realizar la consulta conforme establece la Constitución Política del Estado, nada más”, sostuvo el dirigente guaraní.

Está acordado para el 10 de mayo una nueva reunión entre la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos con dirigentes de la Capitanía guaraní zona Yacuiba, tras un compás de espera, lapso de tiempo en el que se espera que el Instituto Nacional de Reforma Agraria emita dictamen sobre la titularización de las tierras donde funcionará la Planta.

El complejo tendrá un costo de $us 498,65 millones, procesará un caudal máximo de 32 MMmcd de gas natural y producirá 2.037 TMD de GLP y 2.087 BPD de gasolina natural. Además procesará 1.054 BPD de isopentano y 2.030 TMD de etano. ▲

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Oscar López, gerente de Redes y Ductos de gas de YPFB Corporación

TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

E

l plan de instalación de 80.000 nuevas conexiones de gas domiciliario tiene una ejecución de 18% al primer trimestre de este año, informó el gerente de Redes y Ductos de gas de YPFB Corporación, Oscar López. Además se contempla la construcción de 900.000 metros de redes secundarias y 380.000 metros de primarias.

“Al igual que el año pasado YPFB Redes tiene en 2012 un plan de expansión interesante y sobre todo en mayor cantidad en Santa Cruz y Cochabamba, departamentos que están acumulando el 40% de todo el presupuesto que se maneja a nivel nacional, el cual asciende a $us 100 millones”, apuntó.

Respecto al avance de la ejecución de trabajos efectuada en los primeros tres meses del año, López señaló que si bien se encuentran en los márgenes previstos de utilización de recursos, se reprogramarán aquellas labores que por efectos climatológicos o estructurales quedaron rezagadas.

Según el Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB Corporación se planificó ejecutar Total $us 627,1 millones en total en distribución de gas natural por redes.

petróleo & gas

EN PRIMER TRIMESTRE DE 2012

instalaciones domiciliarias de gas avanzaron un 18% Se construirá 900.000 metros de redes secundarias y 380.000 metros de primarias. Santa Cruz y Cochabamba acumulan 40% del presupuesto de YPFB Redes.

“

el año pasado fue considerado por la gerencia como una gestión exitosa en cuanto a instalación de redes primarias y secundarias en Santa Cruz y Cochabamba

“

En el caso del departamento de Santa Cruz manifestó que las líneas primarias de gas se extenderán hasta Yapacaní, Okinawa, Pailas, Puerto Pailas y Pailón, para atender especialmente la demanda industrial de la zona, además de instalar redes secundarias en Portachuelo, puesto que Cotoca ya cuenta con las mismas.

Del mismo modo, se informó que se

implementará la conexión de redes de gas primarias en la zona del Urubó en Santa Cruz hasta llegar al municipio de Porongo.

“Son proyectos de expansión que este año nos permitirán estar mucho mejor que el 2011, pese a que el año pasado fue considerado como exitoso en cuanto a redes primarias y secundarias en Santa Cruz y Cochabamba. Sin embargo, estamos evaluando contantemente y cada tres meses tendremos un reporte de nuestro avance en un sistema de conteo de nuestras inversiones”, anunció.

Respecto a la ciudad de Santa Cruz, López afirmó que aunque se cuenta con un acuerdo firmado con el Concejo Municipal, se deben continuar trámites administrativos a nivel del Ejecutivo para zanjar problemas menores, que esperan sean

Foto: YPFB

“

Estamos evaluando constantemente y cada tres meses tendremos un reporte de nuestro avance en un sistema de conteo de inversiones

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Oscar López, gerente de Redes de Gas y Ductos de YPFB.

superados en el transcurso de este año a fin de avanzar en mayor medida y con la celeridad esperada con las instalaciones de gas domiciliario. ▲

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petróleo & gas

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Definitivamente el proyecto no va. en su momento los invitamos a corregir sus errores pero no lo hicieron . seguiremos exigiendo respeto al derecho de los pueblos indígenas

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Nelson Bartolo, secretario nacional de Recursos Naturales de la APG

se anuncian reuniones para negociar la demanda

470000 7810000

CHARA

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Itayu

Borevigua

7800000

Guaraníes invalidan consulta y participación; se traba la sísmica 3D en Itaguazurenda

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OPINIÓN Juan Domingo Valencia, capitán de Parapitiguasu

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han determinado no dejar ingresar ningún equipo, ni movilidades de la empresa Yacimientos hasta que resolvamos las observaciones al proceso.

Por resolución, de aquí en adelante la empresa YPFB no tiene pisada en nuestra Capitanía. La directiva en todo caso será la que determinará si aceptamos ir a dialogar o no.

Pueb del P

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Yukeriti

“ypfb no tiene pisada en la capitanía ” Como pueblo guaraní estamos muy molestos. La última vez que tratamos este tema con la comisión del Ministerio de Hidrocarburos y Energía tuvimos que pagar todos los gastos, ahora si ellos nos convocan deberá ser bajo nuestras condiciones y en la comunidad que nos quede más cerca.

Los dirigentes de las 17 comunidades

San Antonio S del Parapetí

Okita

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significa la mayoría”, remarcó.

Por su parte el MHE hizo llegar una carta al pueblo guaraní solicitando una reunión para el 24 de abril, sin embargo el capitán Valencia señaló que esta misiva será analizada con los 17 dirigentes para definir una posición y la fecha del encuentro.

Entre tanto, la Dirección de Gestión Socio Ambiental del MHE, que está a cargo del proceso de consulta y participación, eludió atender el requerimiento periodístico de este medio de comunicación, El trabajo de Sísmica 3D en Itaguazurenda es el primer prospecto exploratorio encarado por Yacimientos después de 20 años. Para el pueblo guaraní se trata de un proyecto hidrocarburífero que no cumple legalmente con el proceso de consulta y participación.

Itaguazurenda es el proyecto “estrella” de prospección hidrocarburífera de YPFB Casa Matriz, que prevé detectar nuevos reservorios la región chaqueña del país. ▲

Pozo del Monte Takuiarandi

7750000

L

a Capitanía guaraní Parapitiguasu impugnó el proceso de consulta y participación para el proyecto de Sísmica 3D de Itaguazurenda, que llevó a cabo el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), porque detectaron irregularidades en su ejecución, informó la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) a Reporte Energía.

Los indígenas acusan al Ministerio de este sector de realizar un proceso ‘apresurado e incompleto’ y de acordar Bs 110 mil por compensación de impactos, monto que no habría sido consensuado con las 17 comunidades de Parapitiguasu, sino solo con siete. El proyecto de sísmica 3D debía comenzar en febrero, tras la obtención de su licencia ambiental, pero está paralizado.

La Capitanía Parapitiguasu presentó la impugnación del proceso de Consulta y Participación el 5 de abril ante el MHE, confirmó su capitán, Juan Domingo Valencia, a tiempo de manifestar su molestia por la falta de respuesta de las autoridades gubernamentales a las observaciones efectuadas.

Asimismo señaló que desde finales del año pasado expusieron el caso ante la Dirección de Gestión Socio Ambiental del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, oportunidad en la que se acordó la integración de las demás comunidades en el proceso, “pero no lo hicieron”.

Entre otras irregularidades, mencionó que la comisión a cargo de la consulta presionó a los guaraníes para concluir el proceso en diez días, cuando regularmen-

te este trámite tiene una duración de tres meses. “Por esta razón los dirigentes comunales han sacado un documento rechazando la consulta porque para nosotros no es válida”, resaltó Valencia.

Consultado al respecto, Helmudt Muller, director de Medio Ambiente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), explicó que el proceso de consulta y participación se realizó en el marco de la normativa ambiental existente y se desarrolló en mutuo acuerdo entre la APG Parapitiguasu y el MHE. “Es un tema que nos extraña, puesto que tuvimos una excelente relación con esta Capitanía guaraní. Hemos hecho el relevamiento de información de manera conjunta y participativa”, señaló.

A su vez, negó que solo hayan participado siete de 17 comunidades en las reuniones de consulta y participación. “Prueba de ello es el acta de validación donde se percibe la firma de 12 comunidades, lo que

Foto: L. Vargas, Reporte Energía

camiri. LIZZETT Vargas o.

7790000

Indígenas cuestionan al Ministerio de Hidrocarburos y Energía e YPFB por realizar un proceso ‘apresurado e incompleto’ y acordar solo con siete de las 17 comunidades de la Capitanía Parapitiguasu el monto de compensación de impactos. El proyecto registra un retraso de dos meses.

Laguna Kamatind

Takipereda

Río Cue vo

Pueblo Nuevo de Boyuibe

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F

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Es un tema que nos extraña, puesto que hemos tenido una excelente relación con esta Capitanía guaraní. hemos trabajado de manera conjunta y participativa

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Helmudt Muller, director de Medio Ambiente de YPFB

63°

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Rincón Chico

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Casa Alta

ÁREA SÍSMICA 3D - ITAGUAZURENDA

La resolución emitida por

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blo Nuevo Parapetí

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la Capitanía Pa rapitiguasu se -

7770000

• Instamos a la Asamblea del Pueblo Guaran diante su Secr í Nacional meetaria de Recu rso s Naturales a petar nuestras apoyar y resdeterminacione s referente al Exploración sís “Proyecto de mica 3D Itaguaz urenda área O • Ratificamos vaí Boyuibe”. nuestro rechaz o y demandamos anulación de la inmediata l proceso de co nsulta y particip derado atenta ación. Consitorio a la preser vación de nues que no han sid tro territorio, ya o debidamente atendida nues y preocupacio tra s demandas nes.

• Mantendrem os nuestro esta do de emerge las medidas en ncia y tomarem os que caso amer iten para hace respeto a nues r prevalecer el tros derechos , territorio y lib ción. Instamos re determinaa la Asamblea del Pueblo Gu mediante su Se ar aní Nacional cretaria de Re cursos Natura respetar nuestra les a apoyar y s determinacio nes referente Exploración sís al proyecto de mica 3D Itaguaz urenda área O • Ratificamos vaí Boyuibe”. nuestro rechaz o y demandamos anulación de la inmediata l proceso de co nsulta y particip derado atenta ac ión. Consitorio a la preser vación de nues que no han sid tro territorio, ya o debidamente atendida nues y preocupacio tras demandas nes.

• Mantendrem os nuestro esta do de emerge las medidas en ncia y tomarem os que caso amer iten para hace respeto a nues r prevalecer el tros derechos, territorio y libre determinación.

Itakiki

Límite de la demanda de TCO Centros poblados Ciudad Benemérita de Charagua Comunidades de la TCO Otras comunidades Red vial Carretera asfaltada Vía férrea Red Hidrográfica Cauces permanentes Lagunas Áreas comunales 490000

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Ipitakuape

Resolución 0 02/12

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CIPCA

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Nelson Bartolo secretario de RRNN, APG

18° Germán Busch

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petróleo & gas ANTECEDENTES DE PROYECTO

“DEFINITIVAMENTE EL PROYECTO DE SÍSMICA NO VA”

Ángel Sandóval

Warnes Andrés Ibáñez

20°

64°

15°

16°

Ichilo

19°

San Francisco

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Guarayos

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Velasco

15°

OPINIÓN

Nosotros hemos impugnado la consulta y participación de la sísmica en Itaguazurenda porque habíamos planteado que el proceso se tenía que hacer con la participación de todas las comunidades de la TCO y no dividiéndolas.

Cuando hablamos de una Capitanía es porque representa 17 comunidades y sólo han hecho consulta con seis, y ahora el resto está molesto. Definitivamente por eso no va el proyecto. En su momento los invitamos a corregir sus errores pero no lo hicieron. Nosotros como Secretaría de Recursos Naturales de la APG seguiremos exigiendo el respeto a los derechos de los pueblos indígenas en las consultas, pero si no cumplen nos opondremos.

Foto: xxxxxxxxxxxxxxx

64°

510000 7810000

AGUA

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490000

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Donald Osinaga, titular de la GNEE - YPFB

“un asesor está perjudicando los intereses del país” Todo se ha hecho según las normas y leyes. Llegó al escenario un asesor y nos está perjudicando, cuestionando un proceso que se ha ejecutado responsablemente con gente idónea.

Este asesor está actuando de manera adversa a todos los intereses de nuestro país, tomando en cuenta que es un proyecto prioritario para el desarrollo de nuestra empresa y el país.

Por otro lado, sabemos que por usos y costumbres de la Capitanía la mayoría es la que manda. Además desconocemos los motivos por el que las otras comunidades no firmaron el proceso de consulta. Sin embargo, estamos buscando soluciones.

UBICACIÓN. El proyecto está en el área reservada Boyuibe (Santa Cruz). La estructura de Itaguazurenda se ubica en el lineamiento de la falla Mandeyapecua, que incluye a las estructuras de Cañada, Chorritos, Tajibo, El Espino y Amirí, de los que son productores de gas y condensado los campos Tajibo y El Espino. inicios. El prospecto de exploración y perforación exploratoria a cargo de YPFB Casa Matriz se inició en una primera fase el 2009. En 2010, se evaluó la información disponible de esta estructura con el apoyo de YPFB Chaco, y se determinó la necesidad de contar con sísmica 3D, en vez de Sísmica 2D que pretendía adquirirse. servicios. La firma del contrato con Sinopec se realizó en octubre de 2011.

La ejecución del servicio está prevista en 180 días calendario.

sinopec con el equipo en espera hace dos meses La empresa china Sinopec, que se adjudicó el proyecto de sísmica 3D en Itaguazurenda, tiene listo hace dos meses los equipos de topografía, perforación y registro para iniciar la prospección.

De acuerdo con el informe del proyecto, la empresa debería haber iniciado el trabajo tras la obtención de su licencia ambiental el 8 de febrero, lo que marca un retraso de más de dos meses.

Actualmente, Sinopec ya instaló sus oficinas en Camiri y tiene desplegado parte de su personal en las instalaciones para la ejecución de la topografía. El equipamiento, en su mayoría importado desde China, se encuentra en un depósito del municipio de Boyuibe, cerca al área de la prospección sísmica. Sinopec está en espera de que la empresa contratista, en este caso Yacimientos, de la orden de ingreso a la zona de trabajo.

La empresa tiene planificado perforar 7.200 pozos de 15 metros de profundidad para la carga de explosivos. La sísmica se realizará en una extensión de 232 kilómetros cuadrados y deberá ser concluida en cinco meses.

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petróleo & gas anuncian que cinco Proyectos de exploración estarán listos en el 2013

‘MEGAESTRUCTURA EN CHARAGUA vislumbra 1 TCF en reservas potenciales de gas’ Donald Osinaga, gerente nacional de Exploración y Explotación de YPFB, reveló los avances de estudios geológicos en Cañada y Chorritos. Dijo que se perforará a niveles profundos en la serranía Charagua, área que será solicitada para Yacimientos.

¿Cuál es la situación actual del proyecto de sísmica 3D en Itaguazurenda y los plazos para iniciar labores?

El proyecto ya cuenta con licencia ambiental para su ejecución. Hace dos meses estábamos por empezar el trabajo pero hemos venido tropezando en la negociación por la compensación con el pueblo guaraní del área. Una vez obtenida la licencia ambiental aparecieron asesores del pueblo guaraní que se han dedicado a ponerle trabas al proyecto. Somos respetuosos de la gente del lugar y estamos optando por una vía de la conciliación para solucionar todos los problemas y encauzar el proyecto. ¿Qué resultados se han obtenido de los dos leads exploratorios en Cañada y Chorritos?

Los leads de Cañada y Chorritos están ubicados en un área que fue creada y bautizada por esta gerencia con el nombre de Obaí. Posteriormente incluida dentro del decreto de áreas reservadas para YPFB. En el lugar hemos realizado un procesamiento de línea sísmica, datos que fueron cargados al software Pretel. Los resultados identifican dos estructuras muy potenciales ubicadas al norte de Itaguazurenda.

Nosotros creemos que por ser continuación del área norte de Itaguazurenda tendrían las mismas posibilidades de entrampamiento de hidrocarburos. Ahora dependiendo de los resultados de la sísmica de Itaguazurenda tendríamos mayores elementos para la interpretación geológica para estos dos leads exploratorios (Cañada y Chorritos). ¿Se tiene contemplado iniciar este año la intervención y rehabilitación del pozo Itatiqui X-1?

Estamos realizando gestiones para que el área de Charagua sea asignada a nuestra gerencia. El campo Itatiqui fue descubierto el 2001 por la empresa Repsol que identificó petróleo en la formación Tupambi y gas en Iquiri. En condiciones anteriores, poner en producción este campo generaba pérdida, por el precio del barril de petróleo. Su producción diaria era de 157 barriles por día. Actualemente existe un nuevo escenario con el precio interno de los hidrocarburos, por lo que creemos que ahora es rentable.

Paralelamente estamos trabajando en

prospectos destacados

Foto: Lizzett Vargas /Reporte Energía

camiri. Lizzett Vargas o.

CRONOGRAMA. Para este 2012 la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación realizará sísmica en Itaguazurenda y paralelamente elaborará el modelo geológico del campo Itatiqui que estará listo hasta finales de año para proponer la perforación de otro pozo. Luego se trabajará en la interpretación geológica y geofísica del prospecto Tacuarembó (ex Laguna X-1). charagua. En esta área se planea perforar a niveles profundos en la serranía de Charagua. Se espera encontrar hidrocarburos en el devónico Huamampampa, Icla y Santa Rosa. solicitud. La Gerencia realiza gestiones para que el área de Charagua sea asignada a YPFB.

el modelo geológico del campo Itatiqui. Se está proponiendo revisar toda la información geológica existente para hacer nuestra propia interpretación. El informe estará listo hasta finales de año, sobre el cual vamos a determinar las bases para proponer la perforación de otro pozo. ¿Cuál es es la situación del proyecto de perforación exploratoria en el pozo Laguna X-1?

Consideramos que es un prospecto muy interesante. Adelanto que hay posibilidades de perforar a niveles profundos en la serranía de Charagua.

En esta área se espera encontrar hidrocarburos en el devónico Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Se trata de un pozo profundo de alrededor de 5.000 metros de profundidad, consideramos que la ubicación propuesta de Laguna X-1 debe ser revisada.

Creemos que puede haber una mejor a la del pozo que propuso Repsol.

Como gerencia estamos cambiando el nombre de Laguna por Tacuarembó. A su vez, estamos trabajando en una revisión de toda la información bibliográfica que se tiene del área para hacer una interpretación propia.

Un dato interesante del área Charagua es que posee una megaestructura geológica y en este momento está como área libre, devuelta por la empresa Repsol. Sabemos que esta empresa no pudo realizar a tiempo la perforación del pozo Laguna X1, además

Donald Osinaga, titular de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación de YPFB.

que tuvo que devolver el área porque estaba en proceso de retención.

Desde el punto de vista geológico creemos que en una estructura gigante las posibilidades de entrampamiento de hidrocarburos son muy interesantes, tomando en cuenta el cierre geológico a ambos lados, tanto Este como Oeste y hundimiento Norte y Sur de la estructura. Además registra una megaestructura de más de 90 kilómetros de longitud por cuatro a cinco de ancho. Normalmente una estructura geológica puede tener por ejemplo cuatro kilómetros de ancho por unos 20 de largo.

Esta área representa una buena oportunidad para que YPFB como Casa Matriz pueda realizar un prospecto de perforación de un pozo profundo con posibilidades de descubrimiento de una megaestructura, lo que significaría 1 TCF (trillones de pies cúbicos) en reservas aproximadamente.

“

desde este año la Gerencia de exploración y Explotación de ypfb se hace cargo de temas ambientales. Se cuenta con una unidad recientemente transferida, la de Pasivos Ambientales

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¿Qué otros proyectos se tiene en carpeta para este ejecutar este 2012?

Adicionalmente a todos los proyectos exploratorios, desde este año la Gerencia se está haciendo cargo de temas ambientales.

Se cuenta con una unidad recientemente transferida, la Unidad de Pasivos Ambientales, que se está encargando de realizar abandono de pozos y otros que presenten emanaciones de petróleo. ▲

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petróleo & gas

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No buscamos a todos los proyectos mineros porque seleccionamos a los que necesitan servicios ágiles, logística compleja, y que sepa administrar recursos humanos

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Sebastián Moyano, gerente comercial de Serpetbol Perú

10 AÑOS DE EXITOSA PRESENCIA en perú DE COMPAÑÍA BOLIVIANA de servicios petroleros

Serpetbol perú ejecuta tres nuevas obra Los trabajos en el emblemático proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) del Perú son para su principal cliente, Pluspetrol, compañía que opera el componente de extracción de gas de esta zona. También provee servicios al sector minero.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

C

Principales trabajos efectuados por Serpetbol en el Perú Montaje de Turbogenerador

on la ejecución de y equipos auxiliares tres obras ligadas JIBARITO - LOTE LAB al proyecto gasífero Camisea, Serpetbol Perú, se consolida como la compañía Tumbes boliviana de servicios peAndoas troleros con mayor prePiura sencia en el vecino país.

Iquitos Los trabajos en el Chiclayo emblemático proyecto de Yurimagas exportación de Gas Natural Trujillo Licuado (GNL) del Perú son para Huascarán su principal cliente, Pluspetrol, Chimbote compañía que opera el componente de extracción Pucallpa Huaraz Huanuco del gas de esta zona.

Huacho Machu Picchu Para mayo de Obras Civiles RLP 10.1B este año se tiene preHuancayo Modificaciones de las Cuzco visto la finalización del Puno Unidades UDPI y UDVI proyecto de expansión Pisco LA PAMPILLA de planta de gas MalviNazca nas (EPC), que procesa Arequipa gas de Camisea, con Losas de Polvorín, Grifo de Diésel la construcción de faci40000 Gal, Edificio de Nitratos lidades para la compresión Tacna MINA TOROMOCHO de gas, criogenización GNL, recuperación de plantas de turbogeneradores, obras de Locaciones 1A y 2A hormigón, montaje de tanques Bloque 76 y tendido de líneas de diferentes diámetros.

Esta ampliación busca 1) Instalación y montaje 5th Compressor Planta 6) Flow line Mipaya-pagoreni A aumentar la capacidad de 7) Ric site location Mipaya de gas Malvina - LOTE 88, producción de 1.100 millo2) Closters Pagoreni A&B - LOTE 56, 8) Rig Site locatio Pagoreni A nes de pies cúbicos diarios 3) Flowline Cashiriari 1 - Cashiriari 3 - L-88 9) Sistema drenaje planta malvinas (Actual ejecución) de gas (MMpcd) a 1.620 MMp4) Flowline Pagoreni & Cashiriari, LOTE 56 y 88 10) Amoliación planta Malvinas (actual ejecución) cd.

5) Cluster Mipaya 11) Flow line Mipaya (actual ejecución) A su vez, está contemplado para abril la culminación del proyecto SisInfografía: David Durán /Reporte Energía en base a datos de Serpetbol. tema de Drenaje Planta Malvinas, que talaciones comprende la construcción de piletas API / presencia en este sector, con la experiencia tina el 2011, aunque por el momento está eléctricas para la HDPE pipelines y tendido de tuberías para obtenida en el área de hidrocarburífera. todo el esfuerzo concentrado en fortalecer contratista Jacobs, en la mina Toromocho, sistema drenaje (acero).

“No estamos con una politica de atacar la estructura en Perú. Esperan cotizar nueaunque el dueño del proyecto es la empreAsimismo para septiembre de este todos los proyectos mineros porque sevos a proyectos en otros países fines de sa Chinalco. Está previsto la conclusión de año está contemplado la conclusión del leccionamos a los que necesitan una emeste año. ▲ las obras en 2014. gasoducto Mipaya Pagoreni A, que tiene presa especializada en servicios ágiles, con Las reservas de Toromocho se estiman 55 kilómetros, 18 pulgadas de diámetro y logística compleja, y que sepa administrar en 1,526 millones de toneladas constituidos cruces dirigidos de río de 1.200 y 750 No estamos buscando recursos humanos”, explicó. das principalmente por cobre además de metros. trabajar con todos los Tomando en cuenta que la magnitud molibdeno y plata. La mina operará bajo Esta y otras líneas de recolección tieproyectos mineros. sede las obras que realiza Serpetbol Perú, la modalidad de tajo abierto. Se considera nen la finalidad de transportar la producleccionamos a quienes cuenta en este año con 2.500 trabajadocomo el yacimiento cuprífero más grande ción multifásica de gas y líquidos asocianecesitan una empresa res.

Al respecto Moyano, explicó que en del Perú. dos del Lote 56, operado por Pluspetrol, a especialista en servicios cuanto a la política de contratación, para Referente a la incursión en el rubro la Planta Malvinas. ágiles, con logística la mayoría de los cargos se efectúa con la minero, el gerente comercial de Serpetbol Por otro lado ejecuta la construcción de compleja y buen manejo modalidad “in house”, por lo que no se terPerú, Sebastián Moyano afirmó que empetalleres, galpones para materiales, tendido de recursos humanos ciariza los servicios. zaron con esta iniciativa hace dos años y de ductos, fundaciones de concreto e insSerpetbol realizó proyectos en Argenque apuntan a continuar expandiendo su

LIMA

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Serpetbol realizó proyectos en Argentina el 2011, aunque está todo el esfuerzo concentrado en fortalecer la estructura en Perú. Esperamos cotizar proyectos en otros países

Informe Serpetbol Perú

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petróleo & gas

trabajos realizados en perú

as ligadas a Camisea Fotos: Serpetbol

Líneas de recolección pagoreni a/b.

Se construyó ducto, con cruce de río (HDD), instalaciones de válvulas y de superficie.

Expansión de la planta de gas malvinas. Se efectuó la construcción y montaje del 5to compresor e instalaciones de facilidades. cluster.

ClustersSan Martín (1), Pagoreni(2) , Cashiriari(2) Clusters.

Líneas de recolección Cashiriari 1

Cashiriari 3. Malvinas Cashiriari 33 kms 24”, Cash 1-3: 13 kms 20”. estación de Compresión Jibarito– Bloque 1 AB. Instalación compresores, tendido de ducto, instalaciones de superfice. eStación de gas Toromocho. Dos estaciones de combustible 40,000 Gallons / 60,000 gls diésel, tendido de línea de agua y facilidades.

40 años de experiencia

Para septiembre próximo está previsto la conclusión de la construcción del gasoducto Mipaya - Pagoreni A.

Se transportará la producción multifásica de gas y líquidos asociados del Lote 56 a la Planta Malvinas.

ejecutivos de serpetbol perú Gonzalo Montenegro Director ejecutivo

Sebastián Moyano Gerente Comercial

Ingeniero industrial, graduado en la universidad de Wisconsin, EEUU. En 1987 regresó a Bolivia para trabajar en Serpetbol donde comenzó como ingeniero de campo hasta hacerse cargo de la Gerencia General.

En el año 2002 emprendió el proyecto Serpetbol Perú. Con 25 años de trabajo siempre estuvo ligado a Serpetbol, en construcción y montaje para las industrias de hidrocarburos, energía y minería.

Licenciado en Comercio I nte r na c i o na l, graduado en Universidad Argentina de la Empresa. En 1995 trabajó en Houston Texas en el sector de perforación. Arribó a Bolivia en 1999 para ocupar el cargo de Gerente Mud Logging de la empresa Apolo SA y luego pasó a ser director comercial en Bolivian Oil Services. Desde 2010 es gerente comercial en Serpetbol Perú.

Serpetbol es una empresa constructora y de servicios para las industrias energética y minera, con más de 40 años de experiencia. En Perú está constituida desde agosto del 2001, se especializa en montajes electromecánicos, construcciones civiles/mecánicas (plantas, gasoductos, oleoductos, facilidades, etc.)

Es un de las primeras empresas del sector que trabaja bajo un Sistema Integrado de Gestión, el cual garantiza un cumplimiento estricto de las políticas en cuanto a

Salud, Seguridad y Medio Ambiente basado en la Norma ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001. En Perú ya está certificada con las tres normas desde noviembre del 2011.

Sus principales servicios son: montaje de plantas, equipos e instalaciones de superficie, obras civiles (locaciones petroleras, movimientos de tierra, concreto, etc.), obras electromecánicas, proyectos EPC (Engineering, procurement and construction), tendido, construcción y mantenimiento de oleoductos y gaseoductos.

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petróleo & gas

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Lo que faltan son reservas y producción. Como sabemos, desde que comienzan los trabajos exploratorios, hasta que un campo entra en producción, pueden pasar varios años

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Darío Arias, director de Resources Energy Consulting

análisis de la expropiación de acciones de ypf en Argentina

‘El problema no es el qué, sino el cómo’ TEXTO: Dario arias*

D

e acuerdo a un inesperado decreto de necesidad y urgencia de la presidente Kirchner, el 51% de las acciones (derechos políticos y económicos) de YPF, la principal empresa petrolera de la Argentina, será de propiedad del Estado Nacional (en un 51%) y de las provincias productoras (un 49% a repartirse de acuerdo a las reservas y producción de las mismas).

Inmediatamente después de dictado dicho decreto, los directivos de Repsol fueron “invitados” a hacer abandono de las oficinas centrales de la compañía en el exclusivo barrio de Puerto Madero en Buenos Aires. El diario español El País definió la acción como “expolio” (que según el Diccionario de la RAE, consiste en la “apropiación de algo que pertenece a otra persona de forma violenta e injusta”).

Ríos de tinta ya se han escrito en los últimos días en medios masivos y especializados sobre el tema. La “nacionalización” de una petrolera no es noticia de todos los días, y ha levantado polvareda en todos los rincones del planeta. Se discute acaloradamente si es legal, si convenía, si era oportuno, etc. apreciaciones que exceden el alcance de la presente nota pues todavía subsisten varios interrogantes que deberá dilucidar el Congreso de Argentina, como la distribución de las acciones entre las provincias, la forma de toma de decisiones, la procedencia de la sindicación de acciones, la articulación del Consejo Federal de Hidrocarburos (también creado mediante dicho decreto) con otras organizaciones como la OFEPHI (Organización Federal de Provincias Productoras de Hidrocarburos), la constitución del directorio, y demás materias que hasta el momento son sólo imprecisiones jurídicas.

Basándome en el todavía proyecto de ley girado por el PE al Senado, me permito exponer algunas opiniones al respecto: Los Estados tienen el derecho (y la responsabilidad) de decidir sobre el futuro de los recursos naturales de los que son propietarios originarios (conf. Resolución 1803 (XVII) de la Asamblea de la ONU del 14 de Diciembre de 1962, sobre la “Soberanía Permanente sobre los Recursos Naturales”, la Constitución Nacional, Código Civil, Minería, etc., entre otros). Eso no está en discusión.

Lo que se debió haberse debatido y ocupará las discusiones de ahora en más (y marcará la continuación de este proceso) será el cálculo y pago de la indemnización a los propietarios anteriores (Repsol), privados de sus derechos por una ley de utilidad pública.

Aquella deberá ser oportuna e íntegra, y en moneda convertible de acuerdo al derecho internacional. De la forma en que se ha hecho, es predecible que Argentina enfrente procesos arbitrales, no por la desposesión misma, sino por la discriminación (españoles vs argentinos), la arbitrariedad (expropiar a un accionista en particular y no a los restantes); la adopción de medidas de hecho contra funcionarios españoles en el trámite y la falta de indemnización previa. Luego, no debería descartarse también la posibilidad de que los inversores estadounidenses, que han visto descender el precio de sus acciones a la mitad, se sumen al reclamo de Repsol.

Muy importante señalar también que de acuerdo al Tratado Bilateral de Protección de Inversiones entre Argentina y España, el cálculo de valor de la empresa debería realizarse a una fecha anterior a las acciones emprendidas para reducir su precio (como fue la terminación intempestiva de concesiones petroleras primero, y luego la expropiación).

Sabemos sin embargo, que los procesos arbitrales (ante el CIADI, si se llegara a ese extremo después del período obligatorio de negociaciones que manda el tratado) llevan años, y si el país fuera condenado por un laudo adverso, la cuenta la terminará pagando el gobierno que suceda al presente (con el dinero de todos los argentinos, por cierto!).

Historia aparte es el pago de la participación accionaria que había adquirido el banquero kirchnerista Eskenazi, quien había comprado con créditos bancarios y una sustancial parte a pagarse mediante fondos provenientes de reparto de dividendos, transacción que había contado con la venia de Repsol, que creyó que el ingreso de los ‘amigos del poder’ a la empresa la pondrían a salvo de los vaivenes de la política....

El desplazamiento de Repsol de la participación accionaria que ahora estará en manos del Estado nacional y provincias, no solucionará automáticamente (ni en el corto plazo) el problema de fondo (la falta de seguridad energética actual), ni un cambio en la balanza comercial (hoy con signo negativo en término de importación de combustibles) por las características propias de la industria hidrocarburífera, aún cuando todas las ganancias se reinviertan. Lo que faltan son reservas y producción. Como sabemos desde que comienzan los trabajos exploratorios, hasta que un campo entra en producción, pueden pasar varios años.

La expropiación constituye una medida que provocará también en el corto plazo una disminución de las inversiones internacionales precisamente necesarias para el desarrollo de los hidrocarburos. Los vecinos chilenos y brasileños ya han puesto de mani-

fiesto este hecho y opinan que con este tipo de actitudes prepotentes y populistas, que buscan rédito a corto plazo, afectarán la imagen de la región como destino de negocios.

Además, la inseguridad jurídica que esto ha provocado acarreará un encarecimiento de los fondos que pudieran obtenerse. Este es una conocida situación de causa-efecto.

El decreto propone mantener a la empresa como una sociedad anónima, y no una empresa pública (estará exenta, por ejemplo del contralor de organismos de control del estado). En Sudamérica tendrá espejos donde mirarse, y ojalá la nueva YPF pueda convertirse en otra Petrobras (Brasil), Ecopetrol (Colombia) o ENAP (Chile), que se caracterizan por su exitoso management.

Manejar una empresa petrolera no es simple, y los niveles de dinero involucrados en su operación pueden ser inmensos (grandes tentaciones para el descontrol y corruptelas).

Sin criterios técnicos en el manejo de la empresa, la política meterá la cola y veremos, por ejemplo, las provincias luchando entre sí para llevar las inversiones a sus respectivos territorios.

El artículo 16º del proyecto de ley expresa que “la gestión de los derechos accionarios correspondientes a las acciones sujetas a expropiación, se efectuará con arreglo a los siguientes principios: (...) b) la administración de YPF SA conforme a las mejores prácticas de la industria y del gobierno corporativo, preservando los intereses de sus accionistas y generando valor para ellos; c) el gerenciamiento de YPF SA a través de una gestión profesionalizada”. Dicha ley contempla también la creación del Consejo Federal de Hidrocarburos. Los estados provinciales deberán definir quiénes integrarán ese Consejo y los directores en la empresa en su representación. Sería aconsejable, en estricto cumplimiento de esos principios, que esas funciones sean desempeñadas por profesionales idóneos, con experiencia en la materia.

Argentina cuenta con inmensas reservas de gas “no convencional” (como el famoso campo “Vaca Muerta” en Neuquén y otros).

Su desarrollo podría cambiar drásticamente (para bien) el escenario energético nacional; de hecho varias empresas registraron aumentos de producción proveniente de fuentes no convencionales en los últimos años. Sin embargo, el nivel de inversiones necesarias rondaría los $us 4,000 millones anuales, una cifra sólo posible para empresas de anchas espaldas (YPF no lo es).

Igualmente, queda todavía por aclarar el rol de Enarsa, que hasta el momento sólo se había limitado a comercializar hidrocarburos, y la actuación de YPF con respecto a las

Foto: Archivo / Reporte Energía

La nacionalización de YPF no solucionará automáticamente ni el corto plazo la falta de seguridad energética actual, ni cambiará el saldo negativo de la balanza comercial (por importación de combustibles), aún cuando todas las ganacias se reinviertan

Darío Arias

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se tapó temporalmente la cuestión de fondo. el cambio más allá de la toma de control de YPF es la política energética, dado que resultados de los últimos años demostraron que es errada e insustentable

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diversas empresas provinciales de minería y energía, para evitar competencia entre sí.

La nueva YPF deberá tener en cuenta los demás temas que cualquier otra empresa petrolera de primera línea tiene en su agenda como prioridades: reposición de reservas, eficiencia en explotación de los recursos (sostenibilidad económica, social y ambiental), transparencia y estricto corporate governance, permanente profesionalización de cuadros gerenciales y retención del mejor recurso humano, “compre-nacional” en condiciones equivalentes, I&D en energías limpias, entre otros.

Por último, la humareda levantada con la nacionalización ha tapado temporalmente la cuestión de fondo: lo que debiera cambiar en la Argentina, más allá de la toma de control de YPF, es la política energética, que los resultados de los últimos años ha demostrado errada e insustentable: en 2003 la importación de energía ascendía a $us 550 millones y hoy representa $us 9.397 millones.

En aras de mantener bajo el precio de la energía mediante control de precios interno, no se incentivó el ahorro de energía y las empresas invirtieron muy poco en exploración y desarrollo de nuevos campos. Así, el déficit energético sigue creciendo. Se avecina el invierno y con ello el aumento de la demanda de energía, veremos qué pasa cuando el frío arrecie. ▲ * Es director de Resources Energy Consulting (http://resourcesec.com).

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petróleo & gas TEXTO: edmilson mountinho dos santos*

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a gran sorpresa internacional se produjo en Argentina con el anuncio de la presidenta Cristina Kirchner de adquisición de YPF. Bueno, todavía es un proyecto en curso en el Congreso argentino, sin embargo, debido a la recepción del público, podemos afirmar que la nacionalización es casi un hecho consumado. Los impactos de esta decisión aún no están claros, pero merecen una cierta especulación.

En primer lugar, debemos reconocer que el momento no podría ser más favorable a la presidenta Cristina para ejercer su política nacionalista. Internamente, recibe el apoyo popular y gana tiempo para captar más electores que refrendarán una presidente con un fuerte apoyo político, por lo que se esperaba algún medida de impacto.

YPF es la única empresa petrolera argentina con posiciones de mercado significativas y simbolismo político. Se debe recordar que fue la primera compañía petrolera estatal de grandes dimensiones en la historia de la humanidad, un símbolo de la Argentina rica, fuerte y con liderazgo regional (que, sin embargo, es cosa del pasado).

El objetivo también no podría ser más preciso. YPF estaba bajo control de Repsol de España desde la ola de privatizaciones de la década de 1990. Esta adquisición también estaba llena de simbolismo político, puesto que representaba el lanzamiento internacional de una España que salió del capullo y se expandió a nivel mundial (y especialmente en América Latina).

Nuestros nacionalistas locales nunca han aceptado el crecimiento, es decir, “la nueva colonización” del capitalismo español (y portugués), la compra de nuestras empresas y la conquista de nuestros mercados (Sao Paulo también se sentía incómoda con la venta de Banespa aSantander y de Telesp a Telefónica).

Pero nada se compara con la adquisición de YPF por Repsol, pues to queuna empresa con “referencias en la historia mundial del petróleo y gas” fue tragada por otra sin ningún tipo de significado histórico.

Sin embargo, la marea cambió y España está, literalmente, de rodillas ante la crisis económica mundial. ¿Cuánto de la expansión fue especulativa? Lo importante es que las empresas españolas parecen estar financiando sus actividades domésticas en Europa con sus posiciones en América Latina y eso contribuye a legitimar los procesos nacionalistas que ahora vemos. Argentina no tiene por qué temer nada, porque el poder español para efectuar represalias está reducido. Después de la falta de la deuda desde el comienzo del milenio, es simplemente otra decisión unilateral de la Argentina para ser digerida por el capitalismo global. Usted no puede imponer sanciones a las exportaciones de petróleo de Argentina porque el demandante y el mercado global es algo coherente.

Los discursos de apoyo que España recibe de sus aliados no son más que palabras de

tras nacionalización de ypf

‘‘argentina más dependiente del gas boliviano’ Según el académico brasilero la expropiación de las acciones de Repsol espanta a Petrobras como aliado estratégico. falsa valentía e intimidación (de hecho, creo que muchos de estos mismos aliados también se regocijan de desmontar el español y portugués en América Latina). Argentina se beneficia de las mismas ventajas de Irán (hoy) o México (en 1930). Siempre habrá un comprador alternativo para su petróleo. La nueva empresa estatal YPF no va a morir en la playa por falta de capital, pues el aumento del precio del petróleo mantendrán su capacidad de financiamiento. Así que, en definitiva, todo parece ser un buen negocio a corto plazo.

Se debe verificar, sin embargo, las perspectivas a largo plazo. La YPF estatal es vulnerable a su mayor amenaza, es decir, el “populismo del gobierno argentino”. Pueden llegar a ser incompatibles la necesidad de rescatar las viejas grandes inversiones de exploración y producción con las ambiciones del gobierno para mantener bajo el precio de la energía para la población, sobre todo para ocultar aún más la acelerada inflación. Si se observa, esto ya está sucediendo aunque con más moderación en Brasil, por lo que se dificulta la capitalización del Pre-sal de Petrobras.

En Argentina, este tipo de política puede ser catastrófico. Por otro lado, el gobierno argentino requiere importantes recursos para financiar el Estado y sus políticas de carácter nacionalista. No es muy factible aumentar la presión fiscal sobre un sistema con una economía ya tambaleante y con problemas de competitividad, además de recaudar fondos al borde de perder el control con la inflación.

En esta situación, puede parecer “simple estrategia” (aunque simplista) descapitalizar YPF para financiar el Estado (como ocurre con Pemex en México) o para utilizar a la empresa estatal como un brazo del gobierno para todas las demás políticas (como ocurre con PDVSA en Venezuela). El resultado final es más que previsible y conocido. El aparente buen negocio se tornará insostenible.

Por último, a pesar de las incertidumbres mencionadas anteriormente, creemos que la estrategia de nacionalización de Argentina, inevitablemente, conduce a algunas consecuencias poco positivas. En primer lugar, YPF tendrá dificultades para ampliar sus reservas a la misma velocidad como podría expandir su producción. Es decir, la empresa estatal va a perder valor en el largo plazo (lo que siempre ha sido una crítica a Repsol-YPF).

En segundo lugar, es poco probable que

YPF pueda por si sola aprovechar la apertura y desarrollo de nuevas fronteras y de petróleo y gas natural en Argentina. Creo que los sueños argentinos de exploración offshore y el desarrollo de gas de esquisto shale gas se pospondrá por algunas décadas. ¿Cómo podría Argentina seguir siendo atractiva para los inversionistas extranjeros que podrían materializar esos sueños?.

Por último, la Argentina crea un marco por lo menos paradójico en sus relaciones estratégicas de petróleo y gas natural. Evidentemente espanta no solo a Repsol, sino también otro aliado estratégico fundamental, Petrobras. Ambos estarán más dispuestos a concentrar sus energías y recursos en el desarrollo del pre-sal en Brasil. También asusta a chilenos y uruguayos. Ya estaban empezando a olvidar (en parte) la crisis gasífera que vivieron a principios del milenio, debido al mismo nacionalismo argentino. Para ellos, en verdad, restablecer la confianza en la Argentina será un proyecto a muy largo plazo.

Así, la Argentina, al igual que muchos países latinos y africanos, dependerá cada vez más del único socio que sigue siendo viable en su nuevo modelo, China. Parece contradictorio que el nacionalismo argentino se convierta también dependiente del capitalismo “cuasi-colonial” chino.

Los únicos que deben aplaudir el nacionalismo argentino (al menos en el mediano y largo plazo) son nuestros colegas bolivianos.

Argentina es definitivamente un candidato a ser cada vez más dependiente de las importaciones de gas desde Bolivia. Con esto, nuestros colegas bolivianos tendrán menos porque preocuparse por la pérdida casi inevitable de sus mercados en el Estado de Sao Paulo. Esto nos lleva, de nuevo a la Junta de Petróleo y Gas Natural del Estado de Sao Paulo y sus esfuerzos por construir una nueva relación gasífera con Petrobras. * Es ingeniero y economista de la Universidad de São Paulo, Brasil. Master en Sistemas de Energía y Política de Universidad de Campinas, Brasil, master en Gestión de la Energía y Política de la Universidad de Pennsylvania, EE.UU., y doctor en Economía de la Energía del Instituto Francés del Petróleo, en Francia.

Profesor asociado en el Programa de Energía de Postgrado de la Universidad de Sao Paulo, Consultor para agencias gubernamentales brasileñas, empresas de energía y ONG’s. ▲

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Hoy estamos demostrando con hechos la relación que consolidamos con YPFB y el Estado boliviano, al cual consideramos nuestro socio estratégico

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Antonio Brufau, presidente de Repsol Bolivia Fotos: Edén García / Reporte Energía

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El presidente de YPFB, Carlos Villegas, absolvió la duda sobre la nacionalización de la participación de PAE en Caipipendi.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

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l megacampo Margarita - Huacaya incrementará su potencial productivo de 3 a 15 millones de metros cúbicos (MMmcd)por día de gas natural hasta 2014, confirmó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El 1 de mayo de este año se inauguró la nueva Planta de Procesamiento de Gas Natural, la que junto al nuevo sistema de gasoductos y los cuatro pozos productores que están habilitados para producción y las facilidades existentes, garantiza el procesamiento y entrega de hasta nueve MMmcd de gas.

De esta manera el campo Margarita triplica su producción, al pasar a obtener de 3 a 9 MMmcd. El objetivo de la segunda etapa es alcanzar una producción de 14 MMmcd a fines de 2013 y llegar a 15 MMmcd, en 2014.

Paralelamente, la producción de hidrocarburos líquidos (condensado), asociado al gas natural para el mercado interno, aumentará de 4.300 Barriles por día (BPD) a 12.000 Bpd en 2012, para subir a 13.000 Bpd en 2013 y en 2014 a 20.000 Bpd, según YPFB. “El 2012 vamos a recibir, por impuestos y regalías, cerca $us 4 mil millones, si el 2005 era apenas $us 673 millones en corto tiempo pasamos a $us 4 mil millones. Este es un cambio profundo en la economía nacional”, señaló el primer mandatario del país, Evo Morales, durante el acto de inauguración de la Planta de Procesamiento de Gas de Margarita.

Por su parte el presidente de Repsol, Antonio Brufau, destacó la relación que desarrollaron con el Estado boliviano a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

“Hoy estamos demostrando con hechos la relación que hemos consolidado con YPFB y el Estado boliviano, al cual consideramos nuestro socio estratégico, lo vemos en nuestra participación en YPFB Andina, y hoy queremos ratificarlo con la puesta en marcha de este proyecto”, afirmó.

A su turno el presidente de YPFB, Carlos Villegas dijo: “Fueron cuatro motivos los que

El segundo módulo de procesamiento de gas natural en Margarita aumenta otros 6 MMmcd a la producción existente.

hasta 2014

margarita: producción de gas crecerá 5 veces más La Fase II comprenderá la construcción de un nuevo módulo en la planta Margarita, la nuevos ductos de evacuación y la perforación de por lo menos tres nuevos pozos de desarrollo. permitieron viabilizar la inversión de 528 millones de dólares en esta fase I: la postura indeclinable del presidente Evo respecto al cumplimiento del contrato suscrito por el consocio Caipipendi; segundo, la suscripción de la adenda de venta de gas natural a la Argentina; tercero, la decisión del consorcio de hacer realidad sus compromisos con el Estado boliviano y cuarto, el seguimiento realizado por YPFB para el cumplimiento y concreción del plan de desarrollo, del programa de trabajo y presupuesto anual”.

La Fase I demandó una inversión aproximada de $us 600 millones y junto con la construcción de la nueva planta, incluyó la construcción de los nuevos gasoductos que conectarán los pozos con la planta y el gasoducto de exportación.

Asimismo, se concluyó la completación de los pozos Margarita x-3, Margarita 4ST y Huacaya X-1, que junto con el Margarita X-1 garantizan los volúmenes comprometidos con Yacimientos, en este periodo.

La nueva planta, que demandó una inversión aproximada de $us 260 millones, fue construidad por la empresa Técnicas Reunidas, que trabajó junto a las compañías bolivianas como Kaiser, Bolinter e Inesco.

Según Repsol, fue construida bajo la modalidad de llave en mano y fue diseñada y construida de forma modular, minimizando el trabajo en el emplazamiento de la obra, por su difícil acceso, así como el plazo de ejecución, que fue de aproximadamente 20 meses.

El Plan de Desarrollo de Margarita y Huacaya comprende también la fase II que ya está en desarrollo y a su término se prevé un incremento de la capacidad de procesa-

Datos globales - FASE i Objetivo. Alcanzar una capacidad de procesamiento de 9 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) de gas.

Inversión: Aproximadamente 600 millones de dólares.

Actividades: Construcción de una nueva planta de procesamiento de gas en Margarita (CPF), de líneas de recolección y evacuación, además de completación de pozos.

mieno de gas hasta 15 MMmcd para inicios de 2014. Comprende la construcción de un nuevo módulo en la planta Margarita, la construcción de nuevos ductos de evacuación y la perforación de por lo menos tres nuevos pozos de desarrollo.

El consorcio Caipipendi es operado por Repsol Bolivia, que tiene una participación del 37%, y tiene como socios a BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia (37%) y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia (25%).

Los campos Margarita y Huacaya constituyen en conjunto un área de explotación con una superficie de 123,000 hectáreas donde, a la fecha, existen 5 pozos –con una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros – los que fueron perforados entre 1998 y 2008.

El Área de Contrato Caipipendi está ubicada en la zona sur de Bolivia, entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Allí se encuentran los campos Margarita y Huacaya, donde en la actualidad se ejecuta el proyecto de desarrollo hidrocarburífero más importante de Bolivia. ▲

horas/ hombre de trabajo: 12.845.000 toneladas de tubería: 12.691 metros lineales de tubería: 113.260 metros lineales de cableado: 335.466 movimientos de suelo: 335.000 m3 Personal: 3.700 personas simultáneamente en diferentes actividades

OPINIÓN Oscar Prieto / presidente PAE

‘aún confiamos en bolivia’ La participación de PAE en Caipipendi es una muestra que concretamos un paso de buena voluntad para seguir invirtiendo en Bolivia y seguir siendo socios en Bolivia en realidad.

Respecto a la intención de nacionalización de nuestra participación en el consorcio, nos informamos por los medios de comunicación puesto nunca recibimos una comunicación oficial.

Prueba de nuestra buena voluntad es que seguimos invirtiendo y cumpliendo con todos y cada uno de nuestros compromisos asumidos en nuestros contratos. Estamos en la segunda etapa, en la primera se requirió una inversión de PAE de $us 105 millones. La segunda es aún mayor, seguimos confiando en el país.

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Hemos invertido mucho dinero, trabajo, esfuerzo y hemos arreglado muchos problemas econĂłmicos de estos paĂ­ses para que ahora nos traten de esta manera

Arturo FernĂĄndez, vicepresidente de la ConfederaciĂłn EspaĂąola de Organizaciones Empresariales

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al cierre

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Europa y EEUU se preocupan por la expropiaciĂłn de filial de Red ElĂŠctrica en Bolivia

tde, INCERTIDUMBRE tras nacionalizaciĂłn Fotos: EdĂŠn GarcĂ­a / Reporte EnergĂ­a

El Gobierno, empresarios y analistas espaĂąoles califican la medida como negativa para inversiones extranjeras en Bolivia. AdemĂĄs creen que la tibia respuesta a Argentina animĂł a Morales por la expropiaciĂłn, como forma de afianzarse polĂ­ticamente.

TEXTO: aGENCIAS Y re

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Este tipo de decisiones no gustan al Gobierno espaùol porque creemos que es fundamental mantener la seguridad jurídica en el proceso de inversiones en países como Bolivia�, dijo el ministro de Finanzas de Espaùa, Luis de Guindos.

Se trata de la primera reacciĂłn oficial del gobierno espaĂąol tras la decisiĂłn del presidente Evo Morales de nacionalizar la empresa Transportadora de Electricidad (TDE), filial de la espaĂąola Red ElĂŠctrica CoporaciĂłn (REE).

El ministro Guindos advirtiĂł tambiĂŠn que “vigilarĂĄâ€? que Bolivia pague un “justiprecioâ€? por la expropiaciĂłn de TDE, aunque asegurĂł que esa medida no tendrĂĄ ningĂşn “efecto relevanteâ€? en las cuentas de la compaùía.

Asimismo, el portavoz de la ComisiĂłn Europea, John Clancy, expresĂł su preocupaciĂłn por la decisiĂłn del gobierno boliviano. “Acciones como ĂŠsta necesariamente son una seĂąal negativa a los inversionistas internacionales sobre el clima de negocios y la inversiĂłn en Boliviaâ€?, dijo.

Por su parte la ConfederaciĂłn EspaĂąola de Organizaciones Empresariales (CEOE) emitiĂł declaraciones mĂĄs fuertes a travĂŠs de su vicepresidente, Arturo FernĂĄndez. “Hemos invertido mucho dinero, nuestro trabajo, nuestro esfuerzo y hemos arreglado muchos problemas econĂłmicos de estos paĂ­ses para que ahora nos traten de esta maneraâ€?,

El Presidente Evo Morales, anunciĂł durante los actos por el DĂ­a del Trabajador la nacionalizaciĂłn de TDE SA.

se quejĂł FernĂĄndez. AdemĂĄs demandĂł una respuesta “mĂĄs contundenteâ€? de Madrid porque “luego podrĂ­an venir otros paĂ­ses, como Ecuador o Venezuelaâ€?, con gobiernos que ostentan agendas nacionalistas. “El gobierno espaĂąol ya debe tomar nota y realizar una acciĂłn mucho mĂĄs proactivaâ€?, recomendĂł el asesor en relaciones internacionales Francisco Pineda Zamorano a la radio pĂşblica.

En este marco el diario El PaĂ­s publicĂł en su editorial que “por desgracia, se extiende por AmĂŠrica Latina la idea de afianzar regĂ­menes carismĂĄticos a costa de expoliar propiedades privadas o de otros paĂ­sesâ€?.

Por su parte el Gobierno de EEUU se mostrĂł “preocupadoâ€? por la decisiĂłn del

presidente de Bolivia, Evo Morales, de expropiar la firma Transportadora de EnergĂ­a (TDE) a Red ElĂŠctrica EspaĂąola (REE) y considerĂł que “empaĂąa el clima de inversiĂłnâ€? en el paĂ­s.

Por otro lado, la empresa afectada REE declarĂł que estĂĄ a disposiciĂłn del Gobierno boliviano para entablar las negociaciones pertinentes, al tiempo que “respeta la decisiĂłn soberanaâ€? sobre la estructura del sector elĂŠctrico de Bolivia. No obstante, precisaron que este proceso debe respetar los principios internacionales de derecho, en tanto que la empresa “tiene la obligaciĂłn de defender los intereses de los accionistasâ€?.

El presidente Evo Morales ordenĂł la adquisiciĂłn de la filial de REE en Bolivia ar-

gumentando que no habĂ­a invertido lo suficiente en el paĂ­s. Estas declaraciones fueron desmentidas por TDE, quienes subrayaron que en los Ăşltimos aĂąos la compaùía realizĂł un “importante esfuerzo inversorâ€? en Bolivia.

El reclamo de Evo Morales que los propietarios espaĂąoles TDE no ha invertido suficiente dinero en Bolivia fue muy similar a las declaraciones de su homĂłlogo argentino, Cristina FernĂĄndez de Kirchner hace dos semanas, cuando anunciĂł que su gobierno se estaba apoderando de la firma espaĂąola puesta por Repsol, la empresa YPF. Sin embargo, el valor comercial y estratĂŠgico de TDE, que gestiona una gran parte de la red elĂŠctrica de Bolivia, no se puede comparar con la de YPF. Los analistas reconocen que la compaùía energĂŠtica con sede en Argentina tiene un valor en algĂşn lugar de la regiĂłn de 25 a 35 billones de dĂłlares. Eso, al menos en parte, explica por quĂŠ el lenguaje que viene desde el gobierno de EspaĂąa en relaciĂłn con el caso boliviano, hasta ahora, ha sido muy diferente de su reacciĂłn a la adquisiciĂłn de YPF. Sin embargo, el ministro espaĂąol Guindos subrayĂł que el caso era “muy diferenteâ€? de la decisiĂłn de Argentina el mes pasado la nacionalizaciĂłn de la empresa petrolera YPF, en el que la empresa espaĂąola Repsol tuvo una participaciĂłn de control. No entrĂł en detalles, pero segĂşn el diario espaĂąol diario ABC el daĂąo a REE serĂĄ mucho menor que el causado a Repsol por la nacionalizaciĂłn de YPF. â–˛

Montaje electromecĂĄnico de: t 4VCFTUBDJPOFT EF QPUFODJB t 1MBOUBT 5FSNPFMĂ?DUSJDBT t 1MBOUBT )JESPFMĂ?DUSJDBT t 1MBOUBT EF (FOFSBDJĂ˜O &Ă˜MJDB

Representantes en Bolivia de ADEMINSA GROUP, expertos en InspecciĂłn Industrial.

XXX TFSJOH TSM DPN XXX BEFNJOTB DPN

Cochabamba: Pachamama Nro. 1864 Tel.: +591 4 4404181

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22

16 al 30 de Abril | 2012

ESTADíSTICAs HIDROCARBUROS con el auspicio de: Cushing, OK WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

118,23 117,41 115,18 117 118,08 116,66 117,74 117,45 119,33 119,3 118,66

MINERÍA

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (del 13-04 al 30-04-2012) DíAS

oRO

12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 abril

ELECTRICIDAD

Ago CRE - Santa Cruz 386.7 ELECTROPAZ - La Paz 272.4 ELFEC - Cochabamba 169.8 ELFEC - Chimoré 10.2 ELFEO - Oruro 51.8 ELFEO - Catavi 18.4 CESSA - Sucre 38.4 SEPSA - Potosí 39.3 SEPSA - Punutuma 7.4 SEPSA - Atocha 11.3 SEPSA - Don Diego 5.7 ENDE - Varios (2) 15.4 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 52.2 Otros - C. No Regulados 15.2 Varios (1) 2.1 TOTAL COINCIDENTAL 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

10,2625 9,7976 9,6162 9,6003 9,5504 9,6388 9,5527 9,7001 9,8203 10,2013 10,1605 10,2603

34,50 34,00 33,50 33,00 32,50 32,00 31,50 31,00 30,50 30,00

PLOMO ZINC $us/L.F. $us/L.F. 0,9398 0,9222 0,9369 0,9258 0,9249 0,9521 0,9462 0,9430 0,9444 0,9582 0,9646 0,9777

COBRE $us/L.F.

0,9126 0,9024 0,9017 0,8981 0,9002 0,9067 0,9004 0,9017 0,9029 0,9126 0,9215 0,9249

PLATA

12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 abril

4,06 4,01 3,96 3,91 3,86 3,81 3,76 3,71 3,66 3,61

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 413.8 255.3 164.1 9.2 49.2 16.0 37.6 39.5 6.3 10.1 5.5 15.3 54.0 15.1 2.0 1,045.2

Feb 399.7 261.0 166.9 9.5 50.5 17.6 39.0 39.7 6.4 10.6 5.8 16.0 53.9 14.8 2.1 1,059.2

Mar 408.0 265.5 165.0 9.5 51.9 19.2 39.1 41.1 6.6 11.0 6.3 16.0 52.2 14.8 2.2 1,065.7

Abr 405.4 267.5 169.2 10.7 54.8 16.8 39.0 40.5 7.1 11.1 5.7 15.7 49.3 12.9 2.0 1,062.7

ANTIMONIO WOLFRAM $us/T.M.F. $us/U.L.F.

COBRE

12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 abril

DEMANDA máxima de potencia en mw (ago 2011-May 2012) 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

BISMUTO $us/L.F.

3,7036 10,00 12600,00 142,24 3,6530 3,6741 3,6650 10,00 12600,00 142,24 3,6492 3,6832 10,00 12700,00 142,24 3,6832 3,7165 3,7580 10,00 12800,00 142,24 3,7898 3,8297 10,00 13100,00 142,24 3,8687

$us./L.F.

1739 1719 1699 1679 1659 1639 1619 1599 1579 1559

13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30

$us./O.T.

$us./O.T.

con el auspicio de:

ESTAÑO $us/L.F.

May (1) 257.3 230.2 143.6 8.0 40.9 18.3 32.1 26.8 4.6 7.6 5.0 10.7 49.2 8.8 2.0 828.3

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

1,00 0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 0,88 0,86 0,84, 0,82

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

32,3650 31,3200 31,6400 31,6100 31,4700 31,7900 31,1600 30,8600 30,8800 30,7000 31,1400 31,2000

1670,50 1648,25 1652,00 1646,50 1642,00 1640,00 1632,00 1638,75 1641,25 1648,25 1654,00 1662,50

ZINC

12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 abril

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw (ago 2011-abr 2012) Dia 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Ago 1,041.8 1,090.3 1,102.0 1,035.6 935.3 910.8 1,015.9 1,038.3 1,046.3 1,057.6 1,060.0 1,019.2 978.9 1,082.4 1,073.5

Sep 1,103.3 1,025.9 929.7 1,062.8 1,061.8 1,088.0 1,093.6 1,080.8 970.8 952.2 1,084.1 1,093.5 1,035.2 1,052.2 1,098.4

Oct 920.7 1,053.4 1,083.5 1,093.3 1,079.9 1,094.6 1,025.1 984.3 1,103.6 1,085.8 1,082.2 1,102.4 1,072.7 1,052.4 911.0

Nov 1,068.7 1,073.8 1,098.4 1,016.2 979.4 1,082.6 1,082.3 1,098.8 1,110.1 1,105.8 1,028.9 993.8 1,068.8 1,078.5 1,084.6

Dic 1,090.1 1,003.7 963.9 1,089.7 1,117.2 1,094.6 1,079.7 1,070.6 980.5 848.0 953.7 1,088.8 1,102.4 1,085.1

Ene 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

Feb 1,062.4 1,013.8 877.6 858.2 885.7 847.7 978.7 1,033.0 1,051.5 977.0 936.8 1,036.5 1,056.3 1,063.6

Mar 1,086.8 1,026.4 978.6 1,057.5 1,114.2 1,107.0 1,119.7 1,048.2 1,012.9 972.3 1,090.1 1,038.0 1,057.9 1,064.0 1,088.9

Abr 1,082.4 1,115.2 1,118.2 1,117.4 1,112.0 992.0 957.9 1,073.9 1,102.5 1,049.9 1,043.6 1,030.1 967.5 847.1 985.2

Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)

AGENDA ENERGéTICA DEL 9 al 11 de mayo | santa cruz - bolivia

60avo. Congreso Mundial de Metalock v Internacional Organizado por la empresa Metalock Bolivia, miembros de una veintena de países de Europa, Asia, y las Américas, afiliados a “Metalock International Association” (M.I,A.), se reunen para compartir su experiencia al servicio de la industria Minera, Petrolera, Naviera y pesada en general.

Contacto: Maria Reneé Hurtado - Tel. 341 7710 – 760 07763 mariarenee@hotmail.com

9 de mayo | santa cruz - bolivia

SEMINARIO “Ahorro de Energía en el Vapor” Organizado por la empresa La Llave S.A. representantes en Bolivia de Spirax Sarco, Dirigido a especialistas en procesos industriales, mantenimiento y producción.

Miércoles 9 de mayo en el Hotel Los Tajibos en el salón Cabildo a Hrs. 8:30 Contacto: rmogrovejo@lallave.com.bo +591 33419575

DEL 8 al 11 de mayo | santa cruz - bolivia

GAS SUMMIT LATINOAMERICA 2012

Cómo optimizar la E&P y alcanzar un fortalecimiento constante, ininterrumpido y a largo plazo, potencializando las oportunidades de la Era de Oro del Gas Natural.

Contacto: http://www.informagroup.com.br

DEL 17 Y 18 de mayo | SANTA CRUZ - bOLIVIA

II Congreso YPFB GAS & PETROLEO

Concentrará su temática en la exploración y la industrialización de los hidrocarburos, tareas de prioridad en la agenda del sector en Bolivia, a la cabeza de la empresa estatal del gas y del petróleo. www.ypfbgasypetroleo.com - info@ypfbgasypetroleo.com Teléfono: (591 3) 3 341 7848 - (591) 704 88830

27 al 29 de junio | miami - usa

CWC’s Latin Oil & Gas Summit Is the must-attend platform for discovering new opportunities to unleash Latin America’s full potential.

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

102,92 104,23 102,65 102,38 103,58 102,68 103,1 103,72 104,56 104,86 104,89

Contacto: Tel: +44 20 79780336 kwetselaar@thecwcgroup.com - www.cwclatamoilandgas.com

22 Y 23 DE AGOSTO | santa cruz - bolivia

5TO CONGRESO BOLIVIA GAS Y ENERGÍA Organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía bajo el lema DESARROLLO Y ENERGÍAS: “Tendencias técnico-comerciales de fuentes energéticas sostenibles”.

Contacto: www.2012.boliviagasenergia.com Teléfono: (591-3) - 3538799 cbhe@cbhe.org.bo

DEL 21 al 23 de noviembre | tarija - BOLIVIA

IV FIGAS - FORO INTERNACIONAL DEL GAS El gas natural en la estructura de desarrollo. Resultados en la industria y buenas prácticas. Nuevas tecnologías aplicadas a toda la cadena de los hidrocarburos. Tarija los espera este 2012.

Contacto: www.figas.org - www.facebook.com/figas Teléfono: 591 (3) 3565859

Fuente: CNDC

Abr 16, 2012 Abr 17, 2012 Abr 18, 2012 Abr 19, 2012 Abr 20, 2012 Abr 23, 2012 Abr 24, 2012 Abr 25, 2012 Abr 26, 2012 Abr 27, 2012 Abr 30, 2012

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

$us./L.F.

Fecha