Edicón 80 by Branko Zabala

Foto: FGS /Reporte Energía

petróleo & gas

‘Tenemos vía expedita para avanzar en nuestros dos proyectos exploratorios’ Miguel Arancibia, presidente de YPFB Petroandina SAM, adelantó que hasta finales de este mes se contará con la licencia ambiental para iniciar la P. 20 perforación en el bloque Lliquimuni.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 80

Del 16 al 30 de junio de 2012

Con el auspicio de:

Henry Hub/MMBTU/$us - Precio del gas Jun 5

Jun 6

Jun 7

Jun 8

Jun 11

2.44 2.42 2.27 2.29 2.21 2.23 Precio del gas boliviano para Brasil

11,08 $us/MMBTU

9,26 $us/MMBTU

huanuni GESTIona CREACIÓN DE LA EMPRESA ENDE MINERÍA

El proyecto está aprobado por el Ministerio del sector, según convenio suscrito el 6 de junio pasado con el Sindicato Mixto de Trabajadores Mineros de Huanuni. El rol principal será el suministro de electricidad a todas las actividades de este sector en el país.

Jun 12

Precio del gas boliviano para Argentina

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

n una visita realizada por Reporte Energía a la población de Huanuni, se conoció los detalles del perfil de proyecto para el establecimiento de ENDE Minería, en el que se contempla la administración de 11 plantas hidroeléctricas pertenecientes a CoFoto: Archivo/Reporte Energía

DESTACADO

mibol y la subestación Lucianita, las que una vez habilitadas generarán una potencia de 80 MW. Se construyen dos subestaciones y un nuevo ingenio estañífero con millonarias inversiones, cuyo inicio de obras será inaugurado en los próximos días. p. 12-13

Suscripción RE minería

continúa explotación ilegal de oro; buscan regularizar a mineros En inspecciones realizadas en San Ramón, Guarayos, Puerto Suárez, El Carmen Rivero Tórrez y San José, se constató que aún no se pagan regalías por la extracción y P. 8-9 comercialización de minerales. petróleo & gas

sinergia con 2 empresas en caipipendi reduce costos de operación Repsol Bolivia acordó con Petrobras utilizar el ducto lateral de gas del bloque San Antonio y con Transierra la compresión en la Estación de Villa Montes del fluido proveP. 16 niente de Margarita -Huacaya.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energía/ Centro Minero Huanuni

Fuente: eia.gov/ypfb

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

P. 17

Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

P. 15

Gary Medrano: ‘La modernidad en la lucha contra el contrabando no es difícil’

Foto: Gob. Dptal. de Santa Cruz

Conversión de vehículos a GNV registra 27% de avance en el país

P. 18

Foto: Gob. Dptal. de Santa Cruz

P. 19

Foto: Archivo Reporte Energía

16 al 30 de Junio | 2012 Foto: Archivo Reporte Energía

10-11

YPFB Chaco incrementará 1 MMmcd de gas natural hasta agosto Inician ampliación de la planta de procesamiento de gas en Yapacaní

Piden modernizar e institucionalizar ESM para fiscalizar el proyecto Mutún

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

CBHE anunció 5to Congreso Internacional Gas & Energía

Brasil afloja presión impositiva al sector eléctrico

En un hotel céntrico de La Paz, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) realizó la presentación oficial del 5to Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2012 que se llevará a cabo los días 22 y 23 de agosto. Para esta ocasión analistas, representantes de gobiernos y empresas, además de expertos en diferentes áreas del rubro energético, debatirán en base a un eje temático denominado Desarrollo y Energías: “Tendencias Técnico-Comerciales de Fuentes Energéticas Sostenibles”.

Garantizan abastecimiento de gas natural para tarija El presidente de YPFB Transporte, Fernando Vincenti, a tiempo de asegurar el abastecimiento de gas natural para Tarija afirmó que los volúmenes del energético están en proceso de incremento sostenido con los trabajos de ampliación del Gasoducto Villa Montes-Tarija (GVT). A su vez informó que hasta este fin de mes, con la construcción de siete kilómetros del ducto aguas arriba, se conseguirá aumentar el transporte a 17 millones de pies cúbicos día (MMpcd), que es la demanda del mercado tarijeño para esta época invernal de mayor consumo.

Subestación SUMINISTRARÁ 2,5 MW EN el Gran Chaco El viceministro de Electricidad y Energías Alternativas, Lutgardo Álvarez, informó que la subestación eléctrica inaugurada en la provincia Gran Chaco de Tarija beneficiará a más de 3 mil familias con una potencia de 2.5 megavatios (MW). La obra conllevó una inversión de Bs 38 millones, con lo que se logró construir más de 320 km de línea de distribución en 24.9 kV (kilovoltio) de tensión para llegar a todas las poblaciones circundantes y, además, alimentar a varios pozos profundos de agua existentes en la zona.

l gobierno de Brasil está aflojando la presión impositiva al sector generador eléctrico en vísperas del cierre de concesiones de varias compañías que deberán renovar sus contratos en el marco de un nuevo modelo más flexible, pero a la vez más competitivo a fines de junio. En un reporte de Reuters publicado recientemente por varios sitios web y blogs energéticos internacionales como Engerati, se informa que Brasil ha asumido la posición dudosa de un tercer lugar, en la provisión de electricidad más cara del mundo.” La nota señala que “una larga lista” de impuestos y gravámenes sobre la electricidad es, en parte, culpable de un pobre crecimiento económico del país, escribe la agencia. “Estancamiento de la inversión y la producción” en industrias intensivas en energía es el producto de tarifas eléctricas costosas, resume el análisis que muestra un país con una creciente demanda y una oferta que no acompaña el crecimiento. Siguiendo con la nota de Reuters, se anuncia que “la Presidente Rousseff ha tomado ya medidas para reducir los

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

costos de energía para los consumidores residenciales y las empresas de uso intensivo de energía, que intervienen en el procesamiento de metales y la industria petroquímica.” En 2013, el gobierno apunta a eliminar el impuesto llamado RGR, un impuesto de compensación que el Estado paga a los titulares de concesiones cuando expira su concesión en una planta de energía. En el nuevo modelo, siempre en el análisis de la agencia internacional, las concesiones en Brasil permitirán a las empresas privadas “generar, transmitir y distribuir electricidad en el país por medio de un contrato de duración determinada.” Actualmente, las concesiones sólo se renuevan una vez, antes de que el Estado asuma la propiedad o bien la ponga en operación o finalmente la venda en una subasta, que atrae a competidores internacionales. Un reporte de Business News Americas, citado por Engerati, informa que cerca de 60 centrales hidroeléctricas y “decenas” de proyectos de transmisión en concesión en Brasil vencen entre 2015

Franco García Lizzett Vargas Edén García Johnny Auza David Durán

Jefe de Redacción Periodista Periodista Corresponsal USA Diseño

ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA

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Miguel Zabala Bishop Director

y 2017, lo que reconfigurará el escenario de la industria para finales de la década. Según la misma fuente, la demanda de electricidad en Brasil se duplicará hacia el 2020 y se duplicará nuevamente en el 2030, según el informe World Energy Report de la Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency-IEA). Se estima que el crecimiento de la demanda es del 3,2% anual. El sector eléctrico brasilero caracterizado por un alto consumo industrial y un crecimiento de un 5% anual, ha sufrido constantemente el ajuste tarifario por la presión estacional de invierno-verano dependiente de la generación hidroeléctrica y termoeléctrica, esta última sujeta a los precios del internacionales del gas natural, tal el caso del gas boliviano que incrementado los costos de la tarifa industrial y domiciliaria desde la indexación del precio por millar de BTU a una canasta internacional de precios del gas natural, en tanto que la generación hidroeléctrica está sujeta a una banda de precios establecidos dentro de un modelo de precios interno. ▲

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

Branko Zabala

Vicepresidente Ejecutivo

Walter Méndez Gerente General Ema Peris Gerente Administrativa Silvia Duabyakosky Gerente Comercial Lauren Montenegro Gerente de Marketing Jorge Fabián/Priscila Zabala Distribución y Logística

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16 al 30 de Junio | 2012

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Un retraso en el inicio de la consulta implica ingresar de forma casi automática a una fase de conciliación de indemnizaciones con los pueblos objetos de consulta

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Carlos Rocha, analista energético

Opinión

Análisis de la problemática con los pueblos indígenas en el sector hidrocarburos

Falta cumplimiento en los tiempos del proceso consultivo e información a las comunidades en materia ambiental. TEXTO: Por Carlos Rocha B.*

e un tiempo a esta parte, la Consulta y Participación a los Pueblos Indígenas, Originarios y Comunidades Campesinas, mejor conocida como “Consulta Previa”, representa una dificultad que tiene como consecuencia retrasos e ingreso a sesiones, generalmente desgastantes, de negociación y conciliación. Este actual problema fue identificado en el reciente Congreso de Petróleo y Gas como el principal escollo a resolver para afrontar el desarrollo de nuevos proyectos. Primero se debe puntualizar que nuestro país es el que tiene mayores avances en materia de derechos de los pueblos indígenas, originarios y comunidades campesinas en comparación con otros países del continente. Desde 1991, Bolivia toma en cuenta en su legislación el Convenio 169 de OIT que incluye el derecho a la consulta previa. Más aún en la gestión 2009, la CPE lo incorpora siendo elevado a rango constitucional, aspecto que ha sido favorablemente valorado por la comunidad internacional. De forma adicional, en el sector hidrocarburífero existen decretos reglamentarios para ordenar y facilitar la realización de estos procesos de consulta y participación. En base a estos decretos se han ensayado y

realizado procesos de consulta; sin embargo, aún subsisten problemas. Una de las principales razones reside en la falta de cumplimiento de los 2 momentos (y sus tiempos asociados) de la consulta y participación que se enuncian tanto en la ley vigente de hidrocarburos como el DS 29033; es decir, realizar los procesos de consulta con carácter previo al inicio del proceso de licitación, autorización, contratación, convocatoria y aprobación de proyectos y por su puesto en la fase previa a la aprobación del Estudio de Evaluación Analítico Integral respectivo. Un retraso en el inicio de la consulta implica, en la práctica, ingresar de forma casi automática a una fase de conciliación de indemnizaciones con los pueblos objetos de consulta. Otra debilidad reside en los escasos e insuficientes conocimientos en materia normativa y operativa ambiental de las instancias representativas de los pueblos en consulta, lo cual conduce a la participación, no necesariamente constructiva, de actores ajenos como ONGs y asesores. El Estado con el apoyo de las empresas debiese trabajar en el objetivo de mejorar la formación ambiental de los representantes y referentes de estos pueblos para que el proceso de consulta sea realizado de forma más pura y legítima. ▲ * Analista energético

eN 2011 SE OBTUVIERON 177 LICENCIAS AMBIENTALES De acuerdo a un informe de la Dirección Nacional de Medio Ambiente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en 2011 se consiguieron un total de 177 licencias ambientales para la realización de proyectos como la perforación de pozos, poliductos, redes de distribución de gas natural, ampliaciones de redes primarias y secundarias, tendido de líneas de gas natural, plantas engarrafadoras, estaciones de servicio, distribución y comercialización en diferentes regiones del país. Entre enero y mayo de la presente gestión, fueron 26 los proyectos hidrocarburíferos que obtuvieron estas autorizaciones. “Este esfuerzo que obtuvo resultados emblemáticos para los proyectos más importantes de YPFB, fue trabajado coordinadamente con nuestras unidades operativas y la Dirección de Medio Ambiente”,

indicó Miguel Ángel Rojas, gerente nacional de Seguridad, Salud, Ambiente y Social de la estatal petrolera. Las licencias más importantes que ahora cuentan con los permisos ambientales son el proyecto de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande en Santa Cruz y la autorización para encarar tareas de Sísmica 3D de Itaguazurenda, a cargo de YPFB que retomará la actividad exploratoria, por cuenta propia tras 25 años. Entre otros proyectos que cuentan con la licencia ambiental están la estación de servicio de San Pedro, Cuarto Anillo, los sistemas de distribución de gas natural (SDGN) de las localidades de Yamparáez, Presto, El Villar, Yotala, Icla, Carreras, entre otros, además de LASP Red Primaria Portachuelo – Yapacaní y las estaciones de servicio El Tejar, Ostria Gutiérrez e Ivirgarzama.

Foto: Archivo RE

La consulta previa, ¿un problema?

La consulta previa es uno de los grandes desafíos que debe asumir con responsalbilidad YPFB.

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empresa

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Se trabaja bajo estrictas normas y todos los procesos son supervisados por los proveedores que se preocupan porque Hansa mantenga las exigencias internacionales

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División Automotriz de Hansa

destacan buen desempeño, confort, seguridad y modernidad de vehículos

hansa: camiones y buses a medida de las exigencias de la industria del país Fotos: Hansa- División Automotriz

La división automotriz de esta empresa ofrece las líneas de camiones Worker y Constellation y de buses Volksbus, pertenecientes a la marca Volkswagen, que actualmente afirman es líder en el mercado nacional. Garantizan servicios post-venta. TEXTO: Edén García S.

asado en la visión de que ningún vehículo debe ser igual a otro, la División Automotriz de Hansa, presenta al país y a la industria en general la línea de buses y camiones de marca Volkswagen que están acorde con las múltiples exigencias y necesidades de sus clientes. Según Hansa el concepto de brindar soluciones a medida del cliente revolucionó el mercado automotriz, permitiendo la generación de segmentaciones, ampliación de la oferta y el fortalecimiento de la competitividad de la marca. Asimismo, las características de los productos que se ofrece ha otorgado a la compañía el liderazgo en el mercado nacional de camiones, llegando a todos los sectores de la industria como hidrocarburos, construcción, agrícola, ganadería, entre otros. Las líneas de camiones Worker y Constellation y de buses Volksbus, garantizan un buen desempeño, confort, seguridad, modernidad y capacidad para superar obstáculos, señala la empresa. Para obtenerlas se concede facilidades a sus clientes con créditos mediante entidades financieras. En cuanto a la garantía y servicios adicionales de los camiones y buses, la compañía tiene a disposición una red de talleres para atender los requerimientos de los clientes post-venta. Además, brindan 1 año de garantía sin límite de kilometraje. “Se trabaja bajo estrictas normas de fábrica y todos los procesos son supervisados periódicamente por los proveedores que se preocupan porque Hansa mantenga las exigencias internacionales, en cuanto a equipamiento de talleres y servicios especializados se refiere para atender los requerimientos de los clientes y sus camiones”, detalla Hansa. También ofrecen

Camión Constellation, uno de los modelos de Volkswagen que posee gran capacidad de carga y óptimo desempeño.

repuestos y accesorios “100% originales y cuidadosamente estudiados” para que su adaptación al vehículo sea óptima y mantenga el máximo nivel de seguridad y fia-

bilidad en todos sus modelos. Los mismos se distinguen por su funcionalidad, comodidad y diseño, se añade. ▲

presentan modelo audi q3 en bolivia A principios de este mes en la ciudad de La Paz se presentó el automóvil denominado Audi Q3, un nuevo modelo que complementa la gama exitosa de SUVs (vehículo deportivo utilitario, por su sigla en inglés) de los cuatro aros.

Nueva ejecutiva de la cámara automotriz Brigitte Petit, asumió la Presidencia de la Cámara Automotor Boliviana con la responsabilidad de afrontar los Brigitte Petit - Cámara Automotor Boliviana desafíos de sus 23 afiliados y de la actividad automotriz en general. En este sentido, Petit señaló que trabajarán para mejorar el sector y evitar errores que afecten al país. “Hemos sido afectados por medidas como el saneamiento legal de vehículos indocumentados, pero hoy estamos hablando de cerca con los responsables para que esto no vuelva a suceder”, afirmó.

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Necesitamos inventar un nuevo modelo que ofrezca crecimiento e inclusión social, un modelo que sea respetuoso con los recursos finitos del planeta

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Ban Ki-moon, secretario general de la Organización de las Naciones Unidas

Del 20 al 22 de junio próximo

Foto: impulsar.org

Los debates estarán centrados en la economía ‘verde’ y desarrollo sostenible. Acudirán 130 jefes de Estado y de Gobierno, miembros de ONGs y representantes de pueblos originarios.

a cumbre sobre desarrollo sostenible en Rio de Janeiro (Rio+20), a efectuarse del 20 al 22 de junio próximo, tanteará soluciones a la degradación del planeta en un clima de discrepancias y de intereses enfrentados, veinte años después de la Cumbre de la Tierra que dio la señal de alarma. Los debates estarán centrados en la “economía verde” (energías renovables, selección de residuos, construcciones productoras de energía), en el refuerzo de instancias mundiales decisorias y en el eventual establecimiento de “metas de desarrollo sostenible” mensurables y ambiciosas. “Un verdadero programa de rescate mundial”, afirma el responsable de una ONG. Esta será la cuarta cumbre de desarrollo sostenible de la historia, después de las de Estocolmo en 1972, Rio de Janeiro en 1992 y Johannesburgo en 2002. Acudirán a Rio unos 130 jefes de Estado y de Gobierno, así como decenas de miles de miembros de ONGs, industriales, militantes y representantes de pueblos originarios. El secretario general de la Organización de las Naciones Unidas (ONU), Ban Ki-moon, tiene sus propios parámetros de este encuentro. Señala que la reunión de Rio de

MEDIO AMBIENTE organizaciones del país asisten a la cumbre

Rio+20 buscará un acuerdo para ‘salvar el planeta’ TEXTO: aGENCIAS Y RE

Una delegación de 32 representantes de diversas organizaciones sociales de Bolivia participan en la Cumbre Río + 20, informaron dirigentes de la Confederación Sindical Única de Trabajadores Campesinos de Bolivia. El secretario de Tierra y Territorio de esa organización sindical, Rodolfo Macha, dijo que la comitiva está conformada por 32 delegados para participar en las mesas que se instalarán en la Conferencia Rio+20, “donde se van a tratar sobre los temas de cambio climático, seguridad y soberanía alimentaria y economía verde”. La Cámara de Diputados designó al diputado Rubén Darío Rojo como representante de ese organismo ante la cumbre. Informó que Naciones Unidas anunció que hay dos polos de planteamientos entre la Comunidad Europea y el G7 y China.

dividida en 3 momentos El Comité Preparatorio de la Cumbre Rio+20 viene realizando sesiones anuales desde 2010.

Janeiro debe concluir al menos con un renovado compromiso político con la “economía verde”, una serie de metas de desarrollo sostenible, un marco institucional para llevar a la práctica el nuevo plan de acción y asociaciones con la sociedad civil. “Necesitamos inventar un nuevo modelo”, dijo Ban en una rueda de prensa. “Un modelo que ofrezca crecimiento e inclusión social, un modelo que sea respetuoso con los recursos finitos del planeta”. Por su parte, el presidente francés,

François Hollande, uno de los pocos mandatarios de potencias occidentales que ya confirmó su asistencia, advirtió sin embargo del riesgo de “fracaso” y urgió a una “toma de conciencia” para impulsar en la agenda la cuestión ecológica, relegada a un segundo plano por la crisis económico-financiera mundial. La Conferencia de las Naciones Unidas, será una oportunidad sin precedentes para debatir cómo el desarrollo sostenible puede llegar a ser una realidad. ▲

Del 13 a 15 de junio. Está prevista la III Reunión del Comité Preparatorio, en la que se concentrán representantes de gobierno para negociar los documentos que se adoptarán en la Conferencia. Del 16 y 19 de junio. Se programarán eventos con la sociedad civil. De 20 a 22 de junio. Se juntará el Segmento de Alto Nivel de la Conferencia, cita para la cual se espera la asistencia de diversos Jefes de Estado y Gobierno de los países-miembros.

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MinerĂa

â&#x20AC;&#x153;

la cantidad de oro que se explota ilegalmente en el departamento de santa cruz es importante y debe exigirse el pago de regalĂas respectivo a todos los operarios

â&#x20AC;&#x153;

Nilton Miranda, director de Hidrocarburos y Minas del Gobierno AutĂłnomo Departamental de Santa Cruz

se brinda talleres de capacitaciĂłn sobre tributaciĂłn minera

explotaciĂłn ilegal de oro sigue en el ori Foto: Gobierno AutĂłnomo Departamental de Santa Cruz

En inspecciones realizadas en abril y mayo de este aĂąo en San RamĂłn, Guarayos, Puerto SuĂĄrez, El Carmen Rivero TĂłrrez y San JosĂŠ, el Gobierno Departamental de Santa Cruz constatĂł que en muchos casos se trabaja con Ăłrdenes de cateo vencidas. TEXTO: EDĂ&#x2030;N GARCĂ?A S.

ebido a que la explotaciĂłn ilegal de oro se mantiene en Santa Cruz, la DelegaciĂłn de Hidrocarburos, EnergĂas y Minas del Gobierno AutĂłnomo de este departamento continĂşa realizando inspecciones para exigir a los operadores que comiencen a pagar regalĂas por la comercializaciĂłn de este mineral. Pese a que en octubre de 2010 el Ministerio de Defensa intervino militarmente minas ubicadas en el circuito comprendido entre San RamĂłn, San Xavier, ConcepciĂłn y Guarayos, deteniendo ciudadanos y confiscando maquinaria de trabajo, con el fin de obligarlos a tributar y regularizar su situaciĂłn legal, la informalidad de esta actividad se mantiene. Es por esta razĂłn que la GobernaciĂłn de Santa Cruz busca que, hasta fin de aĂąo, al menos un 50% de los operadores ilegales de oro empiecen a pagar regalĂas. Si bien no se cuenta con cifras actualizadas de los operadores ilegales, puesto que todavĂa no se inspeccionaron todas las ĂĄreas previstas, Nilton Miranda, director de Hidrocarburos y Minas de la GobernaciĂłn de Santa Cruz, indicĂł que la cantidad de oro que se explota es importante y debe exigirse el respectivo pago de regalĂas. â&#x20AC;&#x153;Para dar una idea, hemos visitado dos

Pese a que el Estado intervino y confiscĂł maquinarias y equipos en 2010 para evitar la explotaciĂłn ilegal de oro en el oriente, esta actividad continĂşa desarrollĂĄndose sin pagar regalĂas.

concesiones grandes. En cada una operaba un aproximado de 35 a 40 personas, por lo que hablamos de 80 productores que sacan unos 30 a 35 gramos por dĂa (de oro). Entonces es una cantidad interesanteâ&#x20AC;?, apuntĂł. En las visitas tambiĂŠn se capacita a los mineros en los trĂĄmites a seguir para pagar

regalĂas, puesto que una gran cantidad de ellos desconoce el tipo de documentaciĂłn que se presenta en el Servicio de Impuestos Nacionales (SIN), Ăłrgano fiscal que recibe los pagos y, luego, los transfiere a la GobernaciĂłn. AdemĂĄs, se asesora a las cooperativas

mineras para legalizar su actividad frente al Estado, puesto que, segĂşn Miranda, en diversos casos trabajan con Ăłrdenes de cateo vencidas, aduciendo falta de agilidad en las entidades centrales para otorgarles los permisos de explotaciĂłn correspondientes. Hasta la fecha se visitĂł a 10 operadores

Montaje electromecĂĄnico de: t 4VCFTUBDJPOFT EF QPUFODJB t 1MBOUBT 5FSNPFMĂ?DUSJDBT t 1MBOUBT )JESPFMĂ?DUSJDBT t 1MBOUBT EF (FOFSBDJĂ&#x2DC;O &Ă&#x2DC;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

Santa Cruz: AndrĂŠs Manso Nro. 379 - Tel.: +591 3 3344244

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Minería

iente; buscan regularizar a operadores

Se capacita a los operarios mineros sobre los pasos administrativos que se deben seguir para el pago de regalías.

mineros ubicados en San Ramón, Guarayos, Puerto Suárez, El Carmen Rivero Tórrez y San José, donde se evidenció, que algunos de ellos, continúan explotando oro de manera ilegal y, en menor medida, wólfram y

estaño. Las inspecciones están enmarcadas en el proyecto Fortalecimiento Institucional en Áreas Mineras e Hidrocarburíferas que, además de regularizar la situación de los

Las inspecciones tienen como objetivo verificar si las regalías recibidas están de acuerdo a la producción declarada.

operadores ilegales, busca contrastar la información que presenta el SIN y la Aduana Nacional sobre pago de regalías con la cantidad de concesionarios que existen y la producción registrada in situ.

En el primer trimestre de 2012, por regalías mineras Santa Cruz recibió un total de Bs 6.230.721, siendo la Empresa Minera Paititi la que más aportó con Bs 5.393.021 por la explotación de plata, cobre y oro. ▲

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minería

no se puede hacer una evaluación cabal de la esm, porque nunca hubo la voluntad política por ejecutar una fiscalización, especialmente del ex presidente Sergio Alandia

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José Padilla, analista del sector minero

sugieren crear una estructura empresarial

piden modernizar e institucionalizar esm para fiscalizar el proyecto Mutún En los cinco años de funcionamiento la Empresa Siderúrgica Mutún no creó el directorio del Consejo Técnico y se caracterizó por el manejo unipersonal de sus presidentes. TEXTO: Lizzett vargas

nalistas y autoridades regionales coinciden en que la Empresa Siderúrgica Mutún (ESM) debe institucionalizarse y además conformar una estructura empresarial sólida para poder cumplir su rol fiscalizador en el proyecto Mutún, más allá de la continuidad o no de Jindal Steel Bolivia. Respecto al rol de la ESM, expertos señalaron que el fracaso en el desempeño de esta empresa estatal radica básicamente en el incumplimiento de la Ley 3789, que establece su creación y funciones. En este sentido, apuntaron como falencia importante las designaciones de los distintos presidentes de la ESM, que hasta la fecha solo uno fue nombrado de acuerdo a ley y los restantes tres de manera interina, incluyendo el actual. A ello, agregaron la falta de una estructura empresarial con diferentes unidades y funciones definidas, lo que impide un seguimiento y control para una adecuada fiscalización. Al respecto José Padilla, ex director de la ESM y analista del sector minero, sostuvo que no se puede evaluar el desempeño de la empresa estatal a cargo del Mutún, porque directamente no ejerció la función fiscalizadora. “Nunca hubo la voluntad política de ejecutar una buena fiscalización, especialmente de parte del ex presidente Sergio

“

el fracaso de la ESM radica en que no cumplió a cabalidad lo designado por la Ley 3789, marco legal que establece su creación, funciones y obligaciones en la explotación de hierro

“

Alandia, quién estos últimos años manejó la empresa de manera unipersonal y no le dio la cobertura al pedido del Directorio de la ESM para la creación de una estructura empresarial con sus diferentes direcciones”, señaló. El ex director explicó que la compañía estatal a cargo del proyecto Mutún necesita la conformación de direcciones de medio ambiente, logística, producción, comercialización, entre otras, recalcando que es la base para fiscalizar a Jindal o a la empresa que la sustituya. En coincidencia con Padilla, el delegado de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, Hugo Sosa, afirmó que el anterior presidente interino de la ESM, “tenía una línea muy cerrada”, que impedía conciliar el desarrollo del proyecto de industrialización de hierro, por lo que solo se dedicó a buscar alternativas para la explotación del otro 50% y el cobro de boletas de garantía. Por otro lado, señalaron que en los cinco años de su formación, la entidad no creó su tercer directorio denominado Consejo Técnico que es fundamental para controlar por ejemplo el área logística que ahora constituye un problema para el proyecto Mutún. “La falta de este directorio representa una falla contractual de parte de la ESM”, resaltó Padilla. En cuanto a los interinatos en la presidencia de la ESM, los analistas coincidieron en que el cargo debe institucionalizarse para cambiar la visión del proyecto, e incluso dar oportunidad a un profesional del oriente boliviano para manejar la compañaía. Por otro lado, respecto a la designación del nuevo presidente de la ESM, Padilla mencionó que tiene como desafío principal ”reconducir la empresa, con una visión gerencial para solucionar los problemas actuales y proyectar a la ESM hacia el futuro para sacar a flote el proyecto”. Además tiene que ser un vínculo con los diferentes actores encargados del tema

Maquinaria “ch

El presidente del directorio de JSB, Vikrant Gujral, cuando recibía del Gobierno parte de las tierras en los predios del Mutún.

logístico y con el mismo Estado, agregó Sosa. Por otro lado, los analistas consideraron que la ESM debe proyectar el desarrollo del proyecto Mutún tomando en cuenta la explotación del 100 por ciento del yacimiento de hierro. En este sentido, sugirieron invitar a otras empresas interesadas a realizar explotación simultánea del otro 50% restante de los yacimientos de hierro, bajo dife-

rentes contratos de riesgo compartido. Otro aspecto fundamental que debe considerar la ESM, es la planificación del abastecimiento de gas, necesario para la industrialización del yacimiento. En este sentido, manifestaron que se debe gestionar la provisión de 10 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd ) durante 40 años equivalente a cinco Trillones de Pies Cúbicos (TCF’s por sus siglas en inglés). ▲

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Foto: Archivo Reporte Energía

minería

hancadora” adquirida por Jindal Steel Bolivia. Operaron hasta mediados de mayo.

‘sergio alandia debe rendir cuentas por venta de hierro’ Entre las denuncias de irregularidades al interior de la Empresa Siderúrgica Mutún (ESM) ocurridas durante la gestión del ex presidente Sergio Alandia, figura una deuda de Bs 200.000 al municipio de Puerto Suárez por la venta de mineral de hierro concentrado, según el delegado de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, Hugo Sosa. De acuerdo a su versión, existe una comisión del 14% sobre la venta del concentrado de hierro. “La empresa Jindal entregó

el dinero a la Presidencia de la ESM y hasta la fecha no conocemos la razón porque no se ha podido distribuirlo”, apuntó. Este medio de comunicación consultó telefónicamente a Sergio Alandia acerca del tema, sin embargo se abstuvo de hacer declaraciones al respecto. La misma gestión se realizó con la empresa Jindal Steel Bolivia, pero no contestaron el cuestionario que se les envió hasta el cierre de esta edición. Según la planificación de Jindal, el primer año tenían previsto exportar un millón de toneladas (t) de las cuales solo se efecti-

vizó 20 mil t, lo que significa que el departamento de Santa Cruz recibió un valor de $us 100 mil por concepto de participación y regalías. Sin embargo, para Sosa los resultados económicos están lejos de ser ingresos importantes. “Eso es lo que ganó Bolivia por el proyecto Mutún”. A su criterio, los $us 100 mil no representan un monto significativo para Puerto Suárez, tomando en cuenta su crecimiento poblacional y con ello también sus demandas en servicios básicos. “Hubo una dejadez de Jindal, porque no pudo consolidar su logística y también la ESM no hizo su labor de fiscalización para que tengamos mayores recursos en el menor tiempo posible”, puntualizó Sosa.

principales problemas de la relación jindal - gobierno inicio. En julio del 2007 se firma el contrato entre Jindal Steel Bolivia (JSB) y la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM). Primera boleta. En marzo del 2010 se ejecutan dos boletas de garantía por la inversión comprometida (de $us 9 MM c/u). terreno. Las tierras para la instalación de las plantas siderúrgicas, se entregaron parcialmente en septiembre del 2010. Falta la entrega de 244 de 5.225 hectáreas pendien-

tes hasta la fecha. GAS. Uno de los motivos principales que traba el proyecto siderúrgico es la provisión de 10 Millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural por parte de YPFB, compañía que manifestó la entrega inicial de solo 2.5 MMmcd. SEGUNDA boleta. El 2 de mayo se ejecuta la boleta de garantía por $us 18 MM sin iniciar la auditoría técnica económica para

verificar la inversión comprometida. decisión. El 8 de junio de este año, Jindal envió una carta al Gobierno en la que le expresa su intención de “terminar el contrato de riesgo compartido” porque se incumplieron varias cláusulas. Por su parte, el Gobierno expresó su predisposición a negociar con la empresa india. Sin embargo, anunció que pedirá una compensación a la firma india si se concreta su salida del país.

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especial

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Ende Minería administrará aproximadamente 11 plantas hidroeléctricas de Comibol y la subestación Lucianita de Huanuni. inicialmente sumarán una potencia de 80 MW

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Ramiro Choque, asesor técnico del sindicato de trabajadores de Huanuni

Nueva empresa eléctrica

gestionan creación de Ende Minería El proyecto está aprobado por el Ministerio del sector y afinan los términos finales para su constitución, a través de la aprobación de un Decreto Supremo. El rol principal será el suministro de electricidad a todas las actividades mineras del país. huanuni. LIZZETT VARGAS O.

l centro minero Huanuni, a la cabeza de sus dirigentes sindicales, afina los detalles finales del borrador de Decreto Supremo para la creación de ENDE Minería, la cual tendrá como rol principal el suministro de energía eléctrica a todas las operaciones de este sector en el país. En una visita realizada por Reporte Energía a la zona se conoció que el Sindicato Mixto de Tra-

bajadores Mineros de Huanuni, de acuerdo a un convenio suscrito con el Ministerio de Minería y Metalurgia (MMM) el pasado 6 de junio, desarrolla el perfil del proyecto para la creación de ENDE Minería. El documento será presentado en estos días a la Corporación Minera de Bolivia (Comibol) para su revisión y posteriormente será remitido al Ministerio del sector y a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE). En este tema Ramiro Choque, asesor técnico de la organización que aglutina a los trabajadores de Huanuni y proyectista de la nueva empresa eléctrica, explicó que inicialmente ENDE Minería administrará 11 plantas hidroeléctricas pertenecientes a Comibol y la subestación Lucianita de Huanuni, las cuales una vez habilitadas generán una potencia de 80 MW.

La nueva empresa a crearse estará conformada por una sociedad mixta entre ENDE, Comibol y el Sindicato Mixto de Trabajadores Mineros de Huanuni. El proyecto liderizado por los trabajadores mineros de Huanuni, tiene base legal en el Decreto Supremo 29644 de refundación de ENDE. El artículo 3 de esta norma, señala que la empresa, en el marco de su rol estratégico, podrá operar y administrar empresas eléctricas de generación, transmisión o distribución, en forma directa, asociada con terceros o mediante su participación accionaria en sociedades anónimas, sociedades de economía mixta y otras dispuestas por ley. Por otro lado, Choque argumentó que no sería la primera vez que se forme una sociedad con ENDE, puesto que el 9 de agosto de 2007 se aprobó el Decreto Supremo 29224 para la creación de ENDE Andina, conformada por una sociedad mixta entre PDVSA y ENDE, donde la empresa eléctrica nacional participa con el 60% de las acciones. Se indicó que entre los motivos que impulsan la creación de ENDE Minería

figura la alta demanda de electricidad de las operaciones mineras, que representan un alto porcentaje del consumo del país. A su vez, se afirmó que se evitaría el retraso de proyectos mineros por la falta de este suministro, puesto que se podría solicitar la provisión eléctrica directamente a esta nueva empresa. El marco legal eléctrico del país obliga a los consumidores no regulados, en su mayoría empresas mineras, a comprar electricidad directamente a una empresa generadora, para lo que se creará ENDE Minería. En este caso, el centro minero Huanuni, formará también parte de este tipo de consumidores con la conclusión de dos subestaciones y una línea de alta tensión prevista para finales de 2012. ▲

El complejo minero Huanuni, distante a 54 kilómetros de Oruro, es considerado uno de los yacimientos más grandes de estaño del país. Actualmente proyecta modernizar sus operaciones con un nuevo ingenio y dos sub estaciones eléctricas.

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especial

Las futuras operaciones de las subestaciones Cataricagua y Lucianita -esta última suministra una potencia de 50 megavatios (MW)-, reducirán el 40% de los costos por energía eléctrica de las operaciones mineras en Huanuni, con una inversión de $us 7 millones, de acuerdo a estudios del proyecto. Actualmente, el ingenio del centro minero produce 1300 toneladas diarias de estaño, las cuales demandan 12 MW de electricidad, lo que significa un costo mensual de Bs 1.2 millones. Cuando las subestaciones entren en operación, cancelarán solo Bs 700 mil, ahorrándose Bs 500 mil al mes. La construcción de la subestación de maniobras Cataricagua está a cargo de la Transportadora de Electricidad (TDE), mientras que la de potencia Lucianita por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE). Ambas deberán ser concluidas en octubre de este año. El diseño de este proyecto fue propuesto por los trabajadores de Huanuni, quienes se veían imposibilitados de usar nuevos generadores y maquinarias por falta de energía. La principal ventaja es que la subestación Lucianita podrá destinar electricidad al nuevo ingenio, que tendrá una capacidad de procesar 3000 toneladas y necesitará el doble de megavatios para su operación. Con la construcción de las subestaciones, el complejo minero podrá acceder al suministro eléctrico directamente del generador con el tendido de una línea conectada a otra

Fotos: Lizzett Vargas O./ Reporte Energía

Subestaciones bajarán el 40% de la factura

La subestación de maniobras Cataricagua conectará a la subestación de potencia Lucianita.

entre Vinto y Catavi. Con las nuevas instalaciones se dejará de depender de un intermediario y se abaratará costos porque se facturará solo por el transporte, como consumidor no regulado, según resolución de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE). En mayo de este año el Gobierno autorizó la construcción y la incorporación al Sistema Troncal de Interconexión (STI) de las subestaciones Cataricagua y Lucianita.

En la subestación Cataricagua se construye el centro de maniobras para la instación de una línea de 115 kV.

Aspectos técnicos de las subestaciones Objetivo. La línea de Transmisión Cataricagua –Lucianita, tiene la finalidad de atender el incremento de la demanda de energía eléctrica en el Centro Minero Huanuni. LÍNEA DE TRANSMISIÓN. Una línea de transmisión eléctrica en 115 kV, con una longitud de 5 km, interconectará a la subestación Cataricagua, ubicada entre los nodos de Vinto y Catavi, con la nueva subestación de Lucianita.

subestación cataricagua. Se instalará una “bahía en configuración de barra simple” destinada al arranque de la línea de transmisión de 115 kV. subestación lucianita. Comprende la construcción de una “bahía de ingreso” para la línea de transmisión en 115 kV y la instalación de dos bahías para transformadores de reducción, con una potencia de 50 MW.

inversión

7 MM $US

Es el costo de la construcción de dos subestaciones en el centro minero Huanuni.

aHORRO

500M BS

Es el ahorro que tendrá la empresa minera Huanuni por consumo de electricidad.

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especial

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los nuevos proyectos que se realizan en el complejo minero huanuni está destinados principalmente a aumentar la producción y a reducir los costos de operación

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Edwin Peredo, secretario general del Sindicato Mixto de Trabajadores Mineros de Huanuni

La entrada al nuevo ingenio está lista para la inauguración del inicio de obras.

Uno de los 5000 mineros sale de una de las bocaminas del complejo Huanuni.

Operaciones. Un trabajador se desplaza en una correa transportadora.

aumentarán la producción a 3000 toneladas por día

nuevo ingenio en huanuni garantizará sostenibilidad a 5.000 trabajadores Se duplicará la producción de estaño y mejorará su rentabilidad soportando posibles bajas del precio del mineral. Este mes se realizará la inauguración oficial del inicio de la construcción, que demanda una inversión de $us 50 MM.

inco mil trabajadores de la empresa minera Huanuni (EMH) tendrán asegurada la sostenibilidad de su fuente laboral con la construcción de un nuevo ingenio, que duplicará la producción actual y terminará de este modo su dependencia del precio internacional del estaño. Reporte Energía visitó las instalaciones del yacimiento de estaño más grande del país, el centro minero Huanuni, ubicado en el departamento de Oruro. En el lugar los

trabajadores a la cabeza del secretario general del Sindicato Mixto de Trabajadores de la empresa, Edwin Peredo, manifestaron que los nuevos proyectos que se realizan en el complejo están destinados principalmente a aumentar la producción y a reducir costos de operación. “Elevar la producción es crucial para mantener las utilidades de la empresa”, enfatizó Peredo para luego explicar que si la libra de estaño baja de $us 8.5 generaría pérdida a la empresa minera Huanuni porque solo produce 1.300 toneladas por día (TPD) de este mineral, con lo que tendría que reducirse la cantidad de trabajadores.

El diseño del ingenio fue entregado por los mineros a la empresa estatal Huanuni, lográndose la aprobación de $us 50 millones para la respectiva inversión. Se tiene previsto para este mes, la inauguración oficial del inicio de la construcción del nuevo ingenio que aumentará la producción de 1.300 a 3.000 TPD. Actualmente los trabajos son ejecutados por la empresa Shenzhen Vicstar, que se adjudicó el proyecto a ser concluido en dos años. En el terreno donde se edificará el ingenio, se observó movimientos de tierra y seis plataformas escalonadas. De acuerdo con el

estudio del proyecto, en la primera se instalará el ingenio de trituración; en la segunda, los molinos; luego, las mesas concentradoras; después, las celdas de flotación de pirita; en la quinta, la remolienda y mesas concentradoras, y en la última y sexta, las bodegas de depósito. La EMH, vende aproximadamente 700 t de estaño a la empresa de fundición Vinto, donde se transforma en lingotes para su comercialización en el mercado internacional. Con la operación del nuevo ingenio, prevén que la empresa alcance $us 49 MM en utilidades anuales hasta el 2016, superando los $us 35 MM que genera actualmente. ▲ Fotos: Lizzett Vargas O. / Reporte Energía

HUANUNI. LIZZETT VARGAS

Así luce el terreno donde se edificará el nuevo ingenio de Huanuni que procesará 3000 toneladas por día de estaño. En el lugar se ha construido una planchada con seis plataformas.

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petróleo & gas SÍSMICA 3D EN CHIMORÉ CON 30% DE AVANCE EN TOPOGRAFÍA

YPFB Chaco incrementará 1 MMmcd de gas natural hasta agosto Foto: Gobierno Autónomo Dptal. de Santa Cruz

Los pozos BBL-12, PNW-5D y DRS-1003 D están en fase de completación y perforación. La producción resultante se destinará al mercado de exportación. Las plantas de procesamiento de gas natural de la compañía trabajan al 100% de su capacidad.

Pozo PNW-5D próximo a sumar 10 MMpcd de gas natural.

TEXTO: franco garcía S.

PFB Chaco SA proyecta aumentar hasta agosto próximo al menos 35 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) adicionales a su producción de gas natural, provenientes de tres pozos que están siendo completados y perforados, según un informe brindado por la subsidiaria de YPFB Corporación a este medio de comunicación. En este marco se indicó que el pozo BBL-12 (Bulo Bulo 12), se encuentra en fase de completación tras sobrepasar los 4.500 metros de profundidad y atravesó las formaciones productivas Roboré-1 y Roboré-3. Actualmente realizan pruebas en la formación Roboré-1 y se prevé que entre en producción

el 14 de julio próximo. Se espera contar con más de 20 MMpcd de gas natural. En el caso del pozo PNW-5D (Palometas 5D) se tiene un pozo completado a 3.200 metros de profundidad “con arreglo simple selectivo de Arenisca, Ayacucho y Piray”, el cual se espera esté en producción desde el 14 de este mes. La proyección es que sume 10 MMpcd de gas natural. Asimismo el pozo DRS-1003 D (Dorado Sur 1003D) está actualmente en perforación 8½ sidetrack a partir 3.039 metros de profundidad hasta llegar a los 4.300m. Se planea atravesar la formación arenisca Iquiri con la perforación de 6 pulgadas y se prevé entrar en producción el 16 de agosto de este año aportando 8 MMpcd de gas natural. “Los objetivos a buscar son fundamentalmente gasíferos porque estamos trabajando

en cuencas de esta naturaleza, con lo que se atenderá los compromisos de exportación del país”, explicó el gerente general de YPFB Chaco SA, Pedro Torquemada. Por otro lado, se informó que las plantas de procesamiento de gas natural pertenecientes a YPFB Chaco trabajan en su total capacidad. “Somos la única empresa que pasa todo su gas a través de plantas para obtener Gas Licuado de Petróleo (GLP) que abastecerá el suministro del mercado interno”, destacó. En cuanto al proyecto de sísmica 3D en la zona de Chimoré se informó que cuenta con los permisos ambientales respectivos para iniciar trabajos, y se avanzó en 30% en topografía. Se espera que una vez culmine el tiempo de lluvias se inicie “el disparo de balas” para obtener la información sísmica respectiva. ▲

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petróleo & gas

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lo más razonable en términos económicos y técnicos era optimizar la capacidad de transporte ociosa que existía en los ductos del titular DE Sábalo, petrobras

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Repsol Bolivia

ACUERDOS SUSCRITOS establecen sinergias y REDUCen COSTOS DE operación

transierra y petrobras facilitarán transporte y compresión de caipipendi La ampliación de producción en Margarita – Huacaya requiere la construcción de una línea lateral de gas de 24” y reconversión de la de líquidos de 10”. Se colocó un loop sobre el ducto lateral de gas de San Antonio en la estación de Villa Montes. TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

os contratos suscritos por Repsol Bolivia con Petrobras y Transierra SA permitirán utilizar sus facilidades de transporte de gas y líquidos, además de la compresión del fluido, con lo que se reducirá los costos de operación del proyecto de ampliación de los volúmenes de producción del bloque Caipipendi. De acuerdo a información brindada por Repsol Bolivia a Reporte Energía se firmó un acuerdo con Petrobras, titular del bloque San Antonio, avalado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), que permitió la interconexión y utilización de sus ductos de gas y líquidos para la evacuación de la producción de los campos Margarita y Huacaya hasta el sistema nacional de transporte. “Se estableció que lo más razonable en términos económicos y técnicos, era optimizar la capacidad de transporte ociosa que existía en los ductos del titular Sábalo y bajo ese criterio se estableció este acuerdo”, explicó la compañía titular del bloque Caipipendi. Dentro de la fase I del proyecto Margarita-Huacaya y como parte de las facilidades de producción para atender los nuevos volúmenes de gas, se contempló la construcción de una línea lateral de gas de 24” (pulgadas) y la reconversión de la de líquidos de 10” ya existente para interconectarse con los ductos de San Antonio. También se concretó la construcción de un loop sobre la línea lateral de gas de San Antonio en la estación de compresión de Villa Montes de Transierra. Actualmente, tras finalizar la fase I del proyecto de ampliación de volúmenes de producción de Margarita - Huacaya, el transporte alcanza a nueve millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas natural y 14.000 barriles de líquidos asociados. El objetivo de la fase II, que ya está en ejecución, es alcanzar un máximo de 15 MMmcd de gas natural y 21.000 barriles de líquidos asociados. La línea lateral de gas es un gasoducto de 28” de diámetro y 20 kilómetros de longitud, mientras que la lateral de líquidos es un oleoducto de 8” de diámetro y 26 kilómetros de longitud, ambas con capacidad suficiente para evacuar la producción de los bloques San Antonio y Caipipendi incluyendo los desarrollos definidos. Por otro lado, Repsol Bolivia firmó un

3800

acuerdo con Transierra SA para compresión del gas natural del bloque Caipipendi, “generando importantes ahorros en inversión y beneficios para toda la cadena”. El gas se comprime primero en la planta CPF Margarita y luego en la estación de Villa

Montes de Transierra. Esta última tendrá la capacidad de comprimir todo el gas que llegue por la línea lateral de San Antonio cuando sea necesario. El gas que llega por la línea lateral San Antonio, que proviene de este bloque y de

Caipipendi, tendrá como destino el mercado interno y los de exportación en función de los Acuerdos de Entrega y las nominaciones que establezca YPFB, los que serán transportados mediante el gasoduto GASYRG de Transierra o YABOG de YPFB Transporte SA. ▲

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La ampliación se debe a que la cantidad de gas que se produce en los tres campos excede en casi 30 MMpcd la capacidad de procesamiento actual que bordea los 70 MMmpcd

procesará 110 MMpcd

Inician ampliación de la planta de procesamiento de gas en Yapacaní

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Petróleo & gas Fotos: Gobierno Autónomo Departamantal de Santa Cruz

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

Se trata de un nuevo módulo que fue trasladado desde el campo Víbora. Perforan nuevo pozo para aumentar producción.

Pozo productor de gas en Yapacaní. En total suman 14 en este campo.

Con esta nueva ampliación que concluiría hasta septiembre de este año, la planta de Yapacaní, operada por YPFB Andina, contará con tres módulos DPP y uno de Aminas. Asimismo, para incrementar aún más la producción, se perfora el pozo Yapacaní - 24 (YPC – 24) que alcanzará los 2.700 metros de profundidad, con el objetivo de llegar a las formaciones Ayacucho y Arenisca 1. Petrex es la empresa encargada de la labor. En el campo Sirari se verificó que la producción de 6 pozos productores alcanza un promedio de 12,7 MMpcd de gas natural y 97 BPD de líquidos asociados. Por su parte, en Guairuy y Camiri, campos de YPFB Andina visitados por técnicos de la Gobernación cruceña, se conoció que la producción de líquidos promedia los 66 BPD y 197 BPD, respectivamente, y 715 mpcd (mil pies cúbicos día) de gas natural. El objetivo de estas inspecciones es verificar si se cumple con todas las normas ambientales y si la producción declarada está de acuerdo a lo que se recibe por concepto de regalías. ▲

El módulo DDP fue trasladado del campo Víbora a Yapacaní para aumentar el procesamiento de gas.

TEXTO: Edén García s.

e acuerdo a datos obtenidos en el marco de una inspección realizada por la Delegación de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, ya están en marcha los trabajos para ampliar la capacidad de procesamiento de gas de la planta de Yapacaní a 110 millones de pies cúbicos día (MMpcd). El incremento se debe a que la cantidad de gas que se produce en 21 pozos de los campos Yapacaní, Patujú y Boquerón, excede en casi 30 MMpcd de gas natural la capacidad de procesamiento actual que bordea los 70 MMpcd. El nuevo módulo DDP (Dew Point Plant) fue trasladado desde el campo Víbora, que actualmente registra una baja producción de gas con un promedio de 5,3 MMpcd de gas natural y 73 BPD (barriles por día) de líquidos asociados.

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Petróleo & gas

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No hay cifras oficiales del contrabando, pero continuamos trabajando en las actividades que realizamos con las Fuerzas Armadas y también por nuestra cuenta

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Gary Medrano, director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)

Gary medrano, director de la agencia nacional de hidrocarburos (ANH)

‘La modernidad en la lucha contra el contrabando no es un tema difícil’ Foto: Archivo Reporte Energía

En el marco de las tareas contra el comercio ilegal de combustibles en el país, el directivo explica los planes que desarrolla la entidad fiscalizadora para mejorar los controles respectivos, tanto en las fronteras, como al interior del país. TEXTO: f.garcia y E. garcía

¿De qué manera trabaja la ANH en el control del contrabando de combustibles en el país y cuál es la situación que se tiene al respecto actualmente? Estamos trabajando en “dos alas”, una de “onda corta” y otra de “onda larga”. La primera se refiere al convenio que tenemos con las Fuerzas Armadas, para el cuidado de todas las fronteras. En este caso la ANH está apoyando con combustibles, medios de comunicación, refrigerio e, inclusive, algunos vehículos para reforzar la labor que realiza, específicamente para el control de contrabando, desvío y uso ilegal de carburantes. Este apoyo que ejerce la ANH con los comandos conjuntos está permitiendo, no solamente tener logros en cuanto a control de combustibles, sino también en otras mercancías prohibidas de importación, como son los vehículos indocumentados, la ropa usada, entre otros, ya que el soldado cuando está en la frontera vigila todo. Por ello, la ANH se siente orgullosa de apoyar a las Fuerzas Armadas y que haya resultados en el control del contrabando. ¿Cuáles son los volúmenes que se logró decomisar? Son 60 mil litros de combustibles, entre diésel y gasolina ilegal, que se ha decomisado en el mes de abril. Recientemente hemos tenido en el regimiento Lanza, en Guaqui (La Paz), una entrega de combustibles, pero también harina, arroz, aceites, cajas de cigarrillos y garrafas que se pretendían sacar de contrabando. El año pasado hemos cerrado con casi 182 mil litros de combustibles decomisados, y en este 2012, hasta la fecha, son casi 150 mil, lo que demuestra que realmente se está ejerciendo un buen control por parte de las Fuerzas Armadas, y la ANH con sus planes inmediatos. ¿Qué otros proyectos se desarrollarán en este año? En el tema de “onda larga” nos estamos lanzando al control informático y sistemático de combustible, para ello ya tenemos los chips y 700 GPS, para ponerles a las cisternas. Esta plataforma informática nos permitirá conocer desde la computadora, donde está cada cisterna, su recorrido y nos dará la alerta si se ha desviado o parado en un lugar

Gary Medrano, director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

que no debía. co cochabambino y quiere saber cuántas También implementaremos los contaestaciones de servicio hay desde Santa Cruz dores volumétricos en las estaciones de serhasta el Chapare, entonces entra a la página vicio. Antes lo que se hacía era meter un palo web correspondiente, donde está toda esta al tanque del surtidor información y el y con lo que estaba combustible que mojado medíamos, cuenta cada uno de El año pasado hemos cede acuerdo a una los surtidores. rrado con casi 182 mil tabla, cuantos litros Esto permitirá litros de combustibles había abajo. viajar con confianza decomisados y, en este Ahora todo es ya que se sabrá que 2012, hasta la fecha, son electrónico y sabehay combustibles casi 150 mil litros, lo mos exactamente en determinadas que demuestra que realqué cantidad de estaciones de servimente se está ejerciendo combustible se tiene cio. Eso es moderniun buen control en las estaciones de dad y no es un tema servicio. difícil, es solamente Nuestra meta es que hasta fin de año cuestión voluntad. esta información esté disponible en el internet para aprovechamiento del ciudadano. Con la implementación de estos sisteDigamos que alguien planee viajar al trópimas ¿en qué medida aumentará la efecti-

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vidad en los controles? No hay cifras oficiales del contrabando, por lo que no se puede determinar a cabalidad este aspecto, pero continuamos trabajando en el conjunto de actividades que realizamos con las Fuerzas Armadas y también por nuestra cuenta. Entre los diferentes sistemas de control que manejamos, el proyecto estrella es, sin duda, B-Sisa, que pretende incorporar en cada una de las 700 estaciones de servicio un lector de tecnología de identificación por radiofrecuencia para controlar la venta de carburantes. Con esta tecnología, el vehículo debe tener una etiqueta de autoidentificación para que cuando ingrese a la estación de servicio, automáticamente sea leído en la pantalla del dispensador de combustible los datos del automóvil como el modelo, color, placa, chasis, propietario. Entonces, el operador de la bomba verá si el vehículo está habilitado para comprar carburante. Esto va a ser una herramienta poderosa, ya que su funcionamiento es muy parecido a la tarjeta de débito de los cajeros automáticos que registra todas las transacciones realizadas en distintas partes del país. De igual forma se controlará la venta de combustibles, tomando en cuenta que el contrabando no se inicia en la frontera, sino en ciudades como Santa Cruz, El Alto, Trinidad, Oruro para terminar en zonas fronterizas. Por otro lado ¿qué labores se está realizando en la medición de la calidad del carburante que se importa y si se ha tenido incidentes respecto a ello? Recordemos que en el tema del diésel hay un índice de cetano que está de acuerdo a norma y nosotros controlamos que esto se cumpla, sin importar el origen de importación de este carburante. En el caso del diésel producido en el país, si bien no es el mismo que se obtiene en cada una de las refinerías, todos ellos están dentro de la norma, lo mismo con la gasolina no tenemos ningún problema. Todo carburante que pretende ingresar es analizado por los laboratorios de YPFB Logística, en donde se realizan pruebas y si hay algo que está mal se rechaza. Cada vez que sale o entra un lote la ANH se encarga de verificar los documentos correspondientes. Eso está controlado y todo combustible que se importa o produce en el país es de calidad. ▲

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Convertir un vehículo a GNV, no solo representa tecnología, ahorro y cuidado del motor, sino también disminuye en más del 80% la contaminación del medioambiente

Informe de Entidad Ejecutora de Conversión de Vehículos a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV)

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Petróleo & Gas

Hasta mayo del 2012

Conversión de vehículos a GNv registra 27% de avance en el país Foto: Archivo Reporte Energía

La Entidad Ejecutora de Conversión de Gas Natural Vehicular (EEC-GNV) busca coordinación con cooperativas de transporte y federaciones para alcanzar la meta de conversión de este año prevista fijada en 34.080 unidades automotoras. Conversión a gnv Meta. Para este año 2012 está previsto 34.080 conversiones de vehículos a GNV. EStatales. En cuanto a los vehículos del Estado, el objetivo es convertir un total de 10.379, en cuatro meses. La Paz. Es el departamento donde mayores conversiones se ha realizado hasta mayo de este año con 3.263. estrategias. La EEC-GNV trabaja de manera coordinada con cooperativas y federaciones de transporte para agilizar las conversiones. Desde el inicio de funciones en el 2011, la EEC-GNV ha convertido un total de 23.204 vehículos a gas natural.

TEXTO: Edén G. / Lizzet V.

n los primeros cinco meses de este año la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EECGNV), dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, ha convertido un total de 9.210 vehículos, alcanzando 27% de la meta nacional prevista para esta gestión 2012 fijada en 34.080. De acuerdo a un informe de esta institución proporcionado a este medio de comunicación, La Paz es el departamento donde mayores conversiones a GNV se han realizado con 3.263, seguido de Santa Cruz con 2.993. La meta prevista para ambos en este 2012 es de 10.639 y 10.056, respectivamente. Asimismo, en Cochabamba se registró 1.469 conversiones, en Oruro 711 y en Chuquisaca 774. Para alcanzar la meta nacional, la EECGNV trabaja de manera coordinada con las cooperativas de transportes desde noviembre de 2011, además del sector confederado y la Asociación de Transporte Libre de Bolivia. A su vez, en el departamento de Santa Cruz, ejecutarán el proyecto de cambio de motores de diésel a GNV y el proceso de compra de kits y cilindros con convocatoria internacional para garantizar la calidad de las conversiones y apoyar el cambio de la matriz energética. “Convertir un vehículo a GNV, no solo representa tecnología, ahorro y cuidado del

motor para el usuario, sino también disminuye en más de 80% la contaminación que generan los vehículos cuidando nuestro medio ambiente y preservando los recursos naturales”, destaca el informe. En cuanto a la conversión de vehículos estatales, cuyo plazo para recepción de solicitudes fenecía a finales de mayo, la entidad ejecutora informó que se recibieron un total de 2.742 requerimientos. De esta cifra, 1.564 solicitudes provienen de La Paz, 435 de Santa Cruz, 267 de Cochabamba, 200 de Potosí y 200 de Chuquisaca. Se informó que pese a que venció el plazo, la EEC-GNV continuará aún recibiendo las solicitudes de instituciones estatales para la conversión de sus vehículos a GNV, puesto que existen ministerios que tienen unidades desconcentradas en regiones alejadas de las capitales de departamento que no pudieron remitir la documentación a tiempo. De acuerdo a cronograma, durante los meses de junio, julio y agosto se estableció realizar 1.100 conversiones por mes, cuyo número puede incrementarse en función de las solicitudes que continúen llegando a la entidad ejecutora. La EEC-GNV inició sus labores formalmente desde octubre de 2010, sin embargo, por motivos presupuestarios y operativos, las conversiones se pusieron en marcha recién a partir de enero del 2011. Hasta la fecha se convirtieron 23.204 vehículos, de los cuales 13.994 se efectuaron en la gestión pasada y el resto hasta mayo de este año. ▲

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petróleo & gas

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En el Aguaragüe hemos empezado a llorar, que es lo normal en este tipo de proyectos, donde se cruza con una zona agreste, muy dura y de mucha complicación técnica

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Miguel Arancibia Dávila, presidente del YPFB Petroandina SAM

MIGUEL ARANCIBIA dávila, PRESIDENTE DE YPFB PETROANDINA SAM

‘Tenemos vía expedita para avanzar en los dos proyectos exploratorios’ TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

¿Cuáles son los avances de los principales proyectos que maneja YPFB Petroandina? Primeramente mencionarle que YPFB Petroandina es una empresa muy interesante en su concepción, puesto que se trata de un proyecto binacional, compuesto por YPFB Casa Matriz con 60 por ciento y Petróleos de Venezuela (PDVSA) como accionista con 40 por ciento. Se ha encarado una compañía netamente exploradora con dos contratos: uno para el norte y sur del país. En el primer caso, se han realizado estudios de sísmica en el norte de La Paz con resultados interesantes y una muy buena proyección en líquidos, con 50 millones de barriles que serán confirmados con la perforación de un pozo en Lliquimuni y cerca a 2 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) de gas natural. La labor sísmica es absolutamente dura y muy complicada. Hemos tenido, en su momento, un movimiento de 100 vagonetas, 4 helicópteros, 30 lanchas y equipos de lectura sísmica de primera categoría. Allí se descubrieron dos prospectos importantes. ¿Para cuándo se programó la perforación del pozo en Lliquimuni? Para el segundo semestre de esta gestión. Ya estamos en preparación de caminos, planchadas y vamos a traer la máquina de perforación. Paralelamente se están licitando cañerías, trépanos y servicios para encarar rápidamente este proyecto que es de interés nacional. ¿Qué pasa con la obtención de la licencia ambiental para la fase de perforación en el Norte de La Paz? La licencia ambiental está a punto de salir. Hemos terminado con la consulta que se realizó con todos los actores, que debo aclarar que no es consulta y participación, sino solo consulta. Ya se concluyó la misma, se metió la ficha ambiental para su categorización, aprobación y estimamos que en unos 30 días más vamos a obtenerla. Paralelamente, la fuerza binacional nos está cooperando en el mejoramiento y ampliación de 54 kilómetros de vía y luego tenemos un camino propio para

Foto: Franco García / Reporte Energía

La cabeza de la sociedad PDVSA - YPFB adelantó que hasta finales de este mes se contará con la licencia ambiental para perforación en Lliquimuni y narró las vicisitudes que afrontan en la apertura de la vía para la planchada del pozo Timboy X-2. dos gestiones en el cargo Es abogado, experto en petróleo, gas y minería. Estudió derecho en la UMSA de la Paz y realizó un curso de especialización en petróleo y gas en Santa Cruz. Trabajó en YPFB por varios años y fue invitado por el entonces ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, para preparar el anteproyecto de ley de hidrocarburosos, que es referencia para la elaboración de esta norma a cargo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Se desempeña en dos gestiones consecutivas como presidente del directorio de YPFB Petroandina SAM.

construir de 4 a 5 kilómetros y la planchada, lo que nos permitirá entrar con todo el equipo para iniciar la perforación. ¿Se está considerando ejecutar inversión social en la zona de impacto del proyecto Lliquimuni? Sí. En la primera fase de sísmica hemos tenido una inversión social de $us 1.5 millones. Ahora nuevamente nuestro equipo de comunicación y participación está manejando el tema y siempre por tema de responsabilidad social encaramos proyectos en beneficio de la gente. En el otro proyecto que maneja la compañía ¿Cuáles son las labores que se están realizando actualmente en Timboy X-2? En el Aguaragüe hemos empezado a llorar, que es lo normal, en este tipo de proyectos, donde se cruza con una zona agreste, muy dura y de mucha complicación técnica. Para Timboy tenemos un camino de 18.2 kilómetros, de los cuales hemos avanzado el 70 por ciento. La apertura de vía en los 12 primeros kilómetros fue muy rápida, pero en los restantes seis es más lenta, debido a que es una zona muy dura al tratarse de serranía pura. Estamos avanzando con dos frentes de desarrollo del camino y estamos a dos kilómetros de la planchada, que estimamos comenzará a prepararse desde el próximo mes. Las líneas y cañerías ya se encuentran en depósitos, en una planchada preparada para tal efecto, eso sí está corriendo. ¿Cuál es la experiencia del relacionamiento con comunidades indígenas al

Jaime Arancibia Dávila, presidente de YPFB Petroandina SAM

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La apertura de vía en los 12 primeros kilómetros fue muy rápida, pero en los restantes seis es más lenta, porque se trata de serranía pura. avanzamos con dos frentes de desarrollo de la ruta

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realizar exploración en áreas protegidas y parques nacionales? La experiencia es la que tiene toda empresa al final. Hay una relación con YPFB Corporación y Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Además tenemos un grupo de acción social inmediato, aunque siempre hay complicaciones que genera esa dialéctica con pueblos originarios. Por el momento, la relación es bas-

“

tenemos un grupo de acción social, aunque siempre hay complicaciones que genera la dialéctica con pueblos originarios. la relación es bastante buena y la mantendremos así

“

tante buena y pensamos mantenerla bajo esas características. ¿Tienen vía expedita para seguir avanzando en los dos proyectos que maneja la empresa? Así es, estamos sin inconvenientes ni oposición en los dos proyectos en los que estamos trabajando, tanto en Timboy como en Lliquimuni, y esperamos que continúe así. ▲

16 al 30 de Junio | 2012

inter nacional el bpd de crudo se cotiza en $us 97

opep presiona a Arabia Saudita para evitar caída de crudo wordpress.com

El petróleo ‘extra’ de Arabia Saudita elevó la producción actual a 31,6 millones de bpd en mayo, una tasa de bombeo que supera a la demanda y baja el precio del barril de crudo.

El ministro de Petróleo de Venezuela, Rafael Ramírez, pidió también que Arabia bajen su bombeo.

TEXTO: Agencias y re

rabia Saudita se encuentra bajo la presión de otros miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para recortar su producción de petróleo e impedir una mayor caída de los precios del crudo. El ala dura de la OPEP está preocupada de que la desaceleración del crecimiento económico haga que el crudo, que ha bajado 30 dólares desde marzo, caiga aún más. “Creemos que dada la situación económica, sobre todo en Europa, hay una seria amenaza de que los precios puedan caer drásticamente y por lo tanto nuestra política es defender el techo de producción acordado en diciembre de 30 millones de barriles diarios”, dijo el ministro venezolano de Petróleo, Rafael Ramírez, antes de una reunión de la OPEP el jueves. “Tengo miedo de esta caída, algo por debajo de 100 dólares es muy dolorosa para Libia”, dijo el ministro de Petróleo de ese país, Abdulrahman Ben Yazza. El Brent operaba en poco más de 97 dólares tras haber alcanzado un máximo este año de 128 dólares en marzo. Ante la moderación de los precios del petróleo, Arabia Saudita inicialmente pre-

sentó una propuesta para elevar la meta de producción de la OPEP. Después de que Riad cambió rápidamente esa idea, el grupo de 12 miembros buscaría en la reunión próxima dejar sin cambios su techo de producción oficial en 30 millones de barriles diarios. Pero el petróleo “extra” de Arabia Saudita elevó la producción actual a 31,6 millones de bpd en mayo, una tasa de bombeo que supera a la demanda e incrementa los inventarios mundiales rápidamente. Un informe de la OPEP estimó que los inventarios crecieron en 2,1 millones de bpd en promedio en el primer trimestre del año, durante una temporada en la que las existencias normalmente caen. Datos de oferta y demanda sugieren un alza en similar escala en el segundo trimestre. “Ante la incertidumbre, la OPEP debería estar discutiendo una restricción de producción”, dijo David Hufton de la correduría londinense, PVM. Arabia Saudita se encuentra en la difícil posición de tratar de planificar la cobertura de los suministros perdidos de Irán cuando un embargo de la Unión Europea al petróleo de Teherán entre en vigor el 1 de julio sin tener que enviar los precios al suelo. “Tenemos dos grandes preocupaciones en adelante: la crisis de la zona euro y su impacto en la demanda petrolera y el impacto de las sanciones de la UE sobre Irán”, dijo un

delegado de alto rango de la OPEP en el Golfo Pérsico. “No estamos enfocados en el precio; es una cuestión de lo que nuestros clientes quieren”, agregó. El Reino Unido prefiere el petróleo en 100 dólares el barril, que cree permite inversiones sin afectar al crecimiento económico, mientras que la mayoría de los miembros de la OPEP quieren defender los 100 dólares como precio mínimo. El bombeo extra de Arabia Saudita, en su mayor nivel en 30 años de 10 millones de barriles diarios, dará seguridad ante la prevista menor producción de Irán. Durante la sesión de la OPEP, el 12 de junio pasado, el crudo se desplomó a 94,99 dólares por barril desde los 97,34 dólares de la sesión anterior, informó el grupo. ▲

desplome del precio baja. El crudo promedio de la Organización perdió 2,35 dólares, o 2,41%, la caída más pronunciada desde el 1 de junio. 12 tipos de crudo. El argelino Saharan Blend, el iraní Iran Heavy, el iraquí Basra Light, el Kuwait Export, el libio Es Sider, el nigeriano Bonny Light, el Qatar Marine, el saudí Arab Light, el Murban de los Emiratos Árabes Unidos, el Merey de Venezuela, el angoleño Girassol y el Oriente de Ecuador.

16 al 30 de Junio | 2012

ESTADÍSTICAS HIDROCARBUROS West Texas Intermediate (WTI) Crude Oil Price

83,17

180 160

83,95

97,74

Jun 05, 2012

84,31

98,65

85,05

101,14

84,78

100,05

Jun 08, 2012

84,08

97,57

Jun 11, 2012

82,58

98,6

Jun 12, 2012

83,35

96,59

4 3

2 1

20 0 Jan 2011

Jan 2013

0 Jan 2011

Jul 2013

Jul 2011

Jan 2012

Jul 2012

Jan 2013

Jul 2013

Note: Confidence interval derived from options market information for the 5 trading days ending June 7, 2012. Intervals not calculated for months with sparse trading in near-the-money options contracts.

Source: Short-Term Energy Outlook, June 2012

8,7657 9,0242 8,8949 8,8224 9,0038 8,8904 8,8473

31,00 30,50 30,00 29,50 29,00 28,50 28,00 27,50 27,00 26,50

PLOMO $us/L.F.

ZINC $us/L.F.

0,8528 0,8650 0,8689 0,8541 0,8593 0,8587 0,8537

0,8401 0,8602 0,8607 0,8494 0,8530 0,8516 0,8547

COBRE $us/L.F.

3,61 3,56 3,51 3,46 3,41 3,36 3,31 3,26 3,21 3,16

PLATA

BISMUTO $us/L.F.

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

8 11 12 13 14 15 18 19 20 junio

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 9.4 53.5 16.8 39.0 40.7 7.1 11.2 6.1 15.7 49.3 12.9 2.4 1,062.6

May 376.9 270.9 170.8 9.2 52.8 18.3 38.4 41.1 7.4 11.8 6.2 15.7 49.1 14.8 2.4 1,045.9

WOLFRAM $us/U.L.F.

COBRE

8 11 12 13 14 15 18 19 20 junio

DEMANDA máxima de potencia en mw (sep 2011-jun 2012) 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

ANTIMONIO $us/T.M.F.

3,3400 10,10 13800,00 142,24 3,3833 10,10 13700,00 142,24 3,3929 3,2890 10,10 13600,00 142,24 3,3545 3,3491 3,3552 10,00 13600,00 142,24

$us./L.F.

$us./O.T.

ELECTRICIDAD 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

ESTAÑO $us/L.F.

1 6 7 8 11 12 13

8 11 12 13 14 15 18 19 20 junio

Sep CRE - Santa Cruz 404.8 ELECTROPAZ - La Paz 266.0 ELFEC - Cochabamba 171.2 ELFEC - Chimoré 9.9 ELFEO - Oruro 51.2 ELFEO - Catavi 18.4 CESSA - Sucre 38.5 SEPSA - Potosí 38.3 SEPSA - Punutuma 7.3 SEPSA - Atocha 10.9 SEPSA - Don Diego 5.9 ENDE - Varios (2) 15.3 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 51.3 Otros - C. No Regulados 15.2 Varios (1) 2.2 TOTAL COINCIDENTAL 1,052.0

Jul 2012

Source: Short-Term Energy Outlook, June 2012

DíAS

oRO

Jan 2012

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (del 01-06 al 13-06-2012)

con el auspicio de:

Jul 2011

MINERÍA

100

Jun 04, 2012

Jun 07, 2012

120 80

Historical spot price STEO forecast price NYMEX futures price 95% NYMEX futures upper confidence interval 95% NYMEX futures lower confidence interval

140

98,63

Jun 06, 2012

$us./L.F.

Jun 01, 2012

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

200

Jun 340.9 273.4 169.7 9.7 49.3 18.7 33.4 40.7 7.8 11.5 5.7 14.5 47.9 11.9 2.0 980.2

(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)

0,90 0,89 0,88 0,87 0,86 0,85 0,84 0,83 0,82 0,81

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

27,3800 29,3600 29,2800 28,1700 28,6300 28,5400 28,8700

1552,50 1633,25 1620,75 1576,00 1593,00 1589,25 1612,75

ZINC

8 11 12 13 14 15 18 19 20 junio

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw (oct 2011-jun 2012) Dia 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Oct 1,003.1 949.3 1,090.0 1,103.1 1,088.0 1,096.7 1,062.4 969.3 939.4 1,071.2 1,044.0 1,060.9 1,060.5 1,029.6 929.7 920.7 1,053.4 1,083.5

Nov 1,010.2 920.3 1,083.6 1,093.3 1,024.7 961.5 1,100.7 1,089.7 1,106.4 1,118.1 1,072.0 1,039.6 1,002.4 1,067.2 1,075.1 1,068.7 1,073.8 1,098.4

Dic 1,079.6 1,100.5 1,037.3 977.5 1,094.6 1,117.8 1,114.3 1,070.0 1,076.5 1,034.2 981.8 1,105.6 1,064.6 1,037.0 1,098.8 1,090.1 1,003.7 963.9

Ene 832.8 914.6 1,060.6 1,093.4 1,093.3 1,060.8 965.2 954.4 1,067.6 1,039.5 1,025.1 1,011.2 1,031.6 994.8 950.2 1,071.9 1,098.1 1,055.0

Feb 1,045.2 1,046.2 1,069.1 979.0 949.3 1,082.8 1,103.5 1,113.5 1,039.7 992.6 973.4 928.1 1,004.1 1,091.9 1,062.8 1,062.4 1,013.8 877.6

Mar 1,042.6 1,058.0 1,022.0 946.5 1,087.7 1,086.6 1,078.6 1,073.8 1,085.7 1,026.1 956.4 1,069.7 1,034.2 1,058.1 1,079.2 1,086.8 1,026.4 978.6

Abr 968.5 1,093.6 1,107.3 1,102.9 1,049.5 916.5 971.1 931.7 1,085.7 1,075.6 1,112.3 1,112.3 1,094.6 1,038.6 893.5 1,082.4 1,115.2 1,118.2

May 871.9 1,011.6 1,040.9 1,096.4 1,008.3 944.1 1,058.7 1,072.3 1,077.3 1,081.8 1,099.2 957.8 908.5 1,016.1 1,039.7 1,056.6 1,076.7 1,045.6

Jun 1,023.8 971.8 920.6 993.5 1,016.1 1,004.5 905.3 981.0 927.8 872.8 991.4 1,029.5

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

AGENDA ENERGéTICA 27 al 29 de junio | miami - usa

25 y 26 de julio | montevideo - uruguay

3 al 5 de septiembre | buenos aires - Argentina

Latin Oil & Gas es la plataforma perfecta para descubrir nuevas oportunidades para liberar el potencial de Latinoamérica. Este foro ahondará en las siguientes áreas clave de desarrollo: Extensiones productivas no Convencionales - Desarrollo de campos maduros - Exploración en aguas profundas - Gas

Organizado por la OLADE, se realizará bajo el lema “Retos y Perspectivas del desarrollo de Hidrocarburos No Convencionales” Contacto: http://www.olade.org/II-seminario-petroleo-y-gas

Organizado por Informa Group, reúne a todo el sector bajo la consigna central “La capacidad de los Países Latinoamericanos para el Desarrollo de Horizontes No Convencionales y el Potencial de estos Recursos para la búsqueda del Autoabastecimiento Energético”.

Teléfono: (593-2) 2531672 / 2293529, lennys.rivera@olade.org

Contacto: www.informagroup.com.br

CWC’s Latin Oil & Gas Summit

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

11 al 12 de julio | bogotá - colombia

6to BNAMERICAS ANDEAN ENERGY SUMMIT

II SEMINARIO LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE DE PETRÓLEO Y GAS

22 Y 23 DE AGOSTO | santa cruz - bolivia

5TO CONGRESO BOLIVIA GAS Y ENERGÍA

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

Cushing, OK WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

Fecha

dollars per million btu

Historical spot price STEO price forecast NYMEX futures price 95% NYMEX futures upper confidence interval 95% NYMEX futures lower confidence interval

220

1679 1659 1639 1619 1599 1579 1559 1539 1519 1499

Henry Hub Natural Gas Price

dollars per barrel 240

SIMPOSIO LATINOAMERICANO DE GAS Y PETRÓLEO NO CONVENCIONAL 2012

Teléfono: +55 11 3017 6883 - igorsiliano@ibcbrasil.com.br

DEL 21 al 23 de noviembre | tarija - BOLIVIA

IV FIGAS - FORO INTERNACIONAL DEL GAS

“Inversiones, políticas y desarrollo de proyectos de energía en los Andes y Centroamérica”

Organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía bajo el lema DESARROLLO Y ENERGÍAS: “Tendencias técnicocomerciales de fuentes energéticas sostenibles”.

Contacto: http://www.andeanenergysummit.com/

Contacto: www.2012.boliviagasenergia.com

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.

Teléfono: +56 (2) 941-0300

Teléfono: (591-3) - 3538799

Contacto: www.figas.org - www.facebook.com/figas

events@BNamericas.com

cbhe@cbhe.org.bo

Teléfono: 591 (3) 3565859

Fuente: CNDC

con el auspicio de:

16 al 30 de Junio | 2012

SIMER 23X16