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Foto: Transierra

PETRÓLEO & GAS

TRANSIERRA TIENE CAPACIDAD PARA INCREMENTAR VOLUMEN DE EXPORTACIÓN DE GAS A 9 años de crearse, la transportadora de propiedad de Petrobras, YPFB-Andina y Total, festeja sus altos estándares de calidad y P. 18 relacionamiento con la comunidad.

www.repor teenergia.com

ISSN 2070-9218

Distribución Gratuita Nº 24 01 al 15 de Diciembre 2009 Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Desarrollo Limpio I Agua I RSE Imagen: Prensa Escrita

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

el figas fue un escenario de diálogo democrático y técnico sobre el futuro energético

especial

POLÍTICA ENERGÉTICA: SE PROPONE UN MODELO MIXTO PARA NUEVA LEY, CON INVERSIÓN PRIVADA

Industrializar el gas natural con participación de las regiones y una mayor intervención privada en el desarrollo del sector, modificando la Ley de hidrocarburos a favor de un modelo más agresivo, fueron las líneas maestras planteadas en el evento de Tarija.


2009 | Diciembre

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Más de 200 personas participaron del Primer Foro Internacional del Gas en Tarija

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

Acuerdo con Repsol parA vender más gas a Argentina

Un nuevo escenario de diálogo

El convenio suscrito entre el Estado Boliviano mediante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Repsol YPF, posibilitará avanzar en las negociaciones bilaterales con Argentina para venderle más gas, lo que se plasmaría en la primera adenda al contrato vigente entre ambos países, afirmó el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas. Tal como se anunció en dos opotunidades anteriores, el acuerdo con Repsol, que estaría plasmado en su Plan de Desarrollo, el Programa de Trabajo y Presupuesto del 2010, contempla la inversión de 1.500 millones de dólares y la perforación de 7 pozos. Además se prevé que a partir del 2010 se desarrolle con mayor intensidad los campos Margarita y Huacaya, buscando incrementar la reserva a 10 trillones de pies cúbicos. ▲

BID asegura financiamiento para proyecto Misicuni El Gobierno Nacional, concretó un financiamiento de 251 millones de dólares del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para la hidroeléctrica de Misicuni, proyectos de agua, iniciativas agroalimentarias y programas de lucha contra la corrupción. El mayor financiamiento que entregó el BID al Gobierno Nacional está referido a la implementación de la Planta Hidroeléctrica de Misicuni, en el departamento de Cochabamba. El monto que aportará el BID es de 101 millones de dólares y 13 millones de dólares es la contraparte estatal. El organismo ejecutor es la Empresa Nacional de

L

a participación de más de doscientas personas en un evento de la magnitud alcanzada por el primer Foro Internacional del Gas en Tarija, nos dan una muestra del interés que siguen levantando los hidrocarburos en el país y consideramos que ello debe ser aprovechado al máximo para explotar conceptos de desarrollo de la industria en toda su magnitud. Y no es que un evento como este sea una panacea, ni mucho menos, es simplemente un escenario más que se suma a otras iniciativas como el congreso organizado anualmente por la CBH o la más reciente iniciativa gubernamental de reunir a las empresas para avanzar en el proceso de relacionamiento armónico en el marco de la ley. Todas son iniciativas que buscan el mismo objetivo, avanzar en el proceso de crecimiento del sector, lo que deberá arrojar resultados en beneficio del país que espera superar los índices de pobreza en el plazo más corto posible. Si revisamos las conclusiones del citado evento chapaco, organizado por este medio de comunicación, existe una marcada preocupación por la participación de los estamentos locales, léase gobiernos departamentales o municipales, en el proceso de conformación de empresas industrializadoras de hidrocarburos junto a YPFB, así como un mejor nivel de intervención en la fiscalización de la producción en los límites departamentales, lo que apunta a modificar

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA mzabala@reporteenergia.com

la normativa actual y reforzar, en el marco de la autonomía constitucionalizada, el papel fiscalizador y ejecutor de los niveles de gobierno local y regional, lo cual es definitivamente sano en términos de economía política y son una señal de maduración del proceso democrático de un Estado. Ahora bien, volviendo a las ponencias de Tarija, hemos tenido visiones distintas en la materia como las del presidente interino de YPFB Carlos Villegas que nos mostró un país que, a través de YPFB, industrializará el gas en complejos petroquímicos; producirá diesel del proceso Gas To liquids y construirá plantas de separación y proceso de hidrocarburos, para una producción que aún no define su horizonte de ventas en los mercados tradicionales, especialmente Argentina que requiere de una vez por todas incrementar sus compras de gas natural y no se concretan los contratos con las obligaciones de rigor para su ejecución dentro de los marcos de una necesaria seguridad jurídica, esencial para la relación bilateral. En otro orden, está la visión del profesor brasileño Moutinho Dos Santos, que critica a su gobierno por “derrochar” dinero en el desarrollo de la cuenca petrolera denominada ‘presal’, con un plan de inversiones al 2013 de 174.400 millones de dólares, de los cuales una buena parte está destinada a pozos exploratorios y de producción, además de las facilidades de producción de petróleo y gas que luego será transportado a la costa,

Electricidad (Ende). ▲

gobierno creó empresa industrializadora de gas Mediante Decreto Supremo dictado por el presidente Evo Morales Ayma, se creó la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), en cumplimiento a lo establecido en la Constitución Política del Estado del Estado en el artículo 363. Al respecto el ministro de Hidrocarburos y Energía, Oscar Coca, explicó que el Gobierno Central está consciente de que “no es suficiente la Nacionalización de los Hidrocarburos y el segundo paso es la Industrialización. De ahí que la petroquímica y otros va a tener un nuevo nacimiento a partir de la creación de la EBIH”. ▲

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a más de 300 kilómetros de las operaciones. El analista cree que Brasil está equivocando el camino y más bien debería incrementar las compras de Bolivia para cubrir toda la demanda interna “en vez de quemar más de un tercio de la producción propia y la importación de Bolivia”. Sin embargo, el foro ha resaltado como positivo el “esfuerzo en producción de YPFB y su acompañamiento por parte de los grandes operadores” y ha observado que “ante la incertidumbre de los mercados existentes para el gas boliviano, urge la necesidad de buscar nuevos mercados mediante el desarrollo de una estrategia comercial agresiva”. Ha sido muy saludable para el sector la despolitización del diálogo y las exposiciones técnicas que muestran, como ya se sabe, un potencial de grandes magnitudes como el de Margarita, Huacaya, Sararenda, Azero y hasta los nuevos prospectos del norte paceño, a la espera de inversión, políticas claras, sociedades estables, marco legal sólido y mercados seguros. El reiterado anuncio de Repsol de invertir en sus campos, especialmente Margarita y Huacaya, suena bien, aunque se esperan los anuncios complementarios del gobierno y la estatal petrolera de acompañar dicha inversión con lo dicho, un marco apropiado que asegure un real impulso al sector y le muestre la verdadera “luz al final del túnel”, como dijo José Magela de la CBH, hace poco. ▲


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Diciembre | 2 0 0 9

FIGAS 2009

La relación fundamental del negocio de hidrocarburos es como un triángulo equilátero porque ninguno de sus lados puede crecer sin que crezcan los otros

COBERTURA ESPECIAL

Carlos Delius, vicepresidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos

DEJAR DE SER MONOPRODUCTOR

El problema de Bolivia es mercado

el país debe apuntar a industrializar el gas

Foto: Reporte Energía

sin embargo, de no vender más gas hacia afuera va a ser utópico pensar en ir detrás de proyectos de industrialización, recordemos que no se puede hacer exploración si no hay mercado. Además del mercado doméstico, hay un importante mercado regional donde colocar el gas natural con ventas adicionales a Brasil y Argentina, la penetración al mercado chileno y en caso de excedentes de gas el LNG sería una alternativa. Según Delius, el LNG no puede salirse de los planes de los bolivianos porque este tiene ventajas sobre el gas en ducto que es casi imbatible hasta los 1.000 a 1.500 kilómetros pero más allá de eso y si hay agua de por medio, el LNG definitivamente tiene mejores posibilidades económicas y acceso al mercado global. “Los bolivianos tenemos que pensar muy bien que tenemos que hacer para no quedar como una provincia de gas”, apunta. En ese marco, Delius señala que el desafío para el sector es muy grande; es decir, YPFB tiene que desarrollar las habilidades para poder tener acceso a los mercados, en un entorno regional bastante competitivo con una fuerte presencia del LNG. “Se requiere flexibilidad en el sistema de equilibrio actual, no vamos a poder competir hasta que tomemos las decisiones y las obligaciones entre todos los que recibimos beneficios de este negocio; si no encontramos la manera inteligente y moderna para hacerlo vamos a ver pasar las oportunidades”, consideró Delius. El experto dice que la relación fundamental del negocio de hidrocarburos es como un triángulo equilátero porque ninguno de sus lados puede crecer sin que crezcan los otros. En ese sentido, en un lado se tiene los mercados ya sean regionales como Argentina, Brasil y Chile o extraregionales a través del LNG. En otro de sus lados se ubican las reservas, más exploración, más flexibilidad fiscal y menos riesgo con reglas estables. En un tercer lado del triángulo están la explotación que

Carlos Delius, Vicepresidente de la CBH TEXTO: nancy castro z.

L

a demanda regional de gas natural representa una oportunidad de negocio para Bolivia, siempre y cuando se logre incrementar la capacidad de oferta y la seguridad de abastecimiento. Pero sin lugar a dudas, “en la medida que se vayan consolidando los mercados se tiene que hacer exploración. Hoy en día el principal problema de Bolivia es mercado”, expresó Carlos Delius, vicepresidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH). Por otra parte, para la exploración se requiere restituir la competitividad del sector y tomar en cuenta los principales criterios para la inversión que son: reservas disponibles, mercado (volúmenes y garantías de pago), infraestructura de transporte adecuada y reglas del juego claras y duraderas. Todas estas variables en el actual modelo de equilibrio están en manos del Estado, “los titulares simplemente acompañarán esa gestión o por último verán si no se puede acompañar”, señaló. Bolivia es un país netamente gasífero con una producción actual de aproximadamente 40 MMmcd, mientras que en petróleo la producción está alrededor de los 50 Mbpd;

son inversiones y más tecnología y gestión. ▲

MERCADOS CONTRATADOS Y PROYECTADOS DEL GAS NATURAL 140

120

CHILE ADICIONAL ARGENTINA

Mm3 dia

Potencial de 100 producción de Bolivia sin exploración

Mercados contratados y potenciales a ser abastecidos con volúmenes de la exploración

ADICIONAL BRASIL

80

ARGENTINA DOP 60 ARGENTINA QDC

40

GSA-CUIABA-COMGAS INDUS.+MUTUN

20

MERCADO INTERNO 0 2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

Foto: Reporte Energía

Criterios para la inversión

Christian Inchauste, Consultor energía

en crecimiento. Inchauste explicó que los proyectos de valor agregado en el país son necesarios para romper el paradigma de monoproductor de materias primas, mejorar las condiciones para negociar la exportación de gas, consolidar la posición de Bolivia al centro del Cono Sur y diversificar las inversiones en la cadena del gas. Además, para fortalecer el mercado interno, crear empleos durante la construcción y la operación de los proyectos y diversificar la canasta de exportaciones. “Tenemos que encontrar fórmulas de asociación entre el Estado, los privados y las Prefecturas para ejecutar este tipo de proyectos. Es mi posición personal desde hace 5 ó 6 años, lanzar una industrialización del gas y energía en Bolivia”. ▲

TEXTO: nancy castro z.

D

urante todo su vida republicana, Bolivia fue un país monoproductor y exportador de materias primas, con todas las consecuencias que trajo esta situación, entonces el mensaje de la historia es claro, “se debe industrializar el gas y todos sus recursos naturales”, señaló Christian Inchauste, consultor del sector en la línea gubernamental. Para Inchauste, la manera más rápida de entrar en la industrialización del gas natural es con las termoeléctricas de ciclo combinado. Mencionó como ejemplo la termoeléctrica de Entre Ríos a cargo de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Además de asegurar la estabilidad en la matriz nacional ya que aumenta el margen de reserva en caso de sequía, es la manera más rápida y eficiente de industrializar el gas natural y exportar energía al Cono Sur. La posición de Bolivia al dentro del Cono Sur hace que el potencial de exportación de energía hidráulica y termoeléctrica sea inmenso. Para el mercado interno y para los mercados de la zona, la generación mediante Ciclos Combinados es una opción lógica y rentable de inversiones. Destacó que actualmente existe la tecnología que permitiría al país acceder a volúmenes de generación de manera rápida. Es el caso de las turbinas Siemens que están siendo utilizadas en la termoeléctrica de Entre Ríos con una capacidad de 340 megavatios, 30% de la capacidad de todo el mercado nacional, y una eficiencia de 60% en ciclo combinado. En ese sentido, en lugar de transportar el gas en bruto a la Argentina, con una central de 340 megavatios de ciclo combinado, Bolivia podría exportar energía a este vecino país. Un caso más controversial es Chile; sin embargo el norte chileno es un mercado natural ya que ahí se encuentra el complejo minero de cobre más grande del mundo que consume grandes volúmenes de energía y todavía está

Estudio de Casos ARGENTINA Total de demanda 19,500MW Tasa de crecimiento de la demanda entre 5 y 7.5% por año Una central de Ciclo Combinado localizada en Tarija De 340MW cubre 6 meses de crecimiento de la demanda de la Argentina NORTE DE CHILE (SING) Total de demanda 2,100MW Tasa de crecimiento de la demanda entre 5 y 7.5% por año 79% de clientela industrial / minera Una central de Ciclo Combinado localizada en Tarija de 340MW cubriría 2 años de crecimiento de la demanda del SING La posible central geotérmica de Laguna Colorada en Potosí tiene posición privilegiada, pero el gas natural es el mejor respaldo térmico que existe PLANTA DE GTL EN TARIJA Sponsors: YPFB y a seleccionarse 500– 700 MMUSD de Capex 10-15,000bbd de diesel Consumo de gas: 2MMM3 día (sin contar 80MW de electricidad) Si industrializado este volumen de gas genera por año: 331-496MMUSD por año PLANTA DE UREA Y AMONIACO Sponsors: YPFB y Pequiven S.A. Bulo Bulo, Cochabamba 900– 1,100MMUSD de Capex Consumo de gas: 2MMM3 día (sin contar 70MW de electricidad) Si industrializado este volumen de gas genera por año (asumiendo 250US$ por TM de urea y amoniaco barril): 331MMUSD por año.


2009 | Diciembre

La Planta de Procesamiento de Gas de Sararenda tendrá una capacidad de 6MMmcd Y contará con una unidad de Separación, Aminas, Glicol y Refrigeración

Mario Arenas, presidente de YPFB - Andina

cronograma se mantiene

Foto: Reporte Energía

Mario Arenas, Gerente de YPFB Andina TEXTO: Franco García S.

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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

estructura del campo sararenda

YPFB Andina: SRR X-1 PARA abril del 2010

l cronograma elaborado por YPFB Andina, que contempla entre otros aspectos el inicio de perforación del pozo SRR X-1 para Abril del 2010, fue ratificado por su gerente general, Mario Arenas, durante la presentación del prospecto Sararenda, ubicado al sur del departamento de Santa Cruz. Arenas puntualizó que de acuerdo al Capex (gasto de capital), del plan de desarrollo de Sararenda, se invertirá en total

485 millones de dólares en la perforación de pozos, facilidades de producción, sísmica 3D, planta de gas, sistemas de compresión y otros. De acuerdo al Plan de Desarrollo de Sararenda, se construirá un gasoducto de 18” que tendrá 44.4 kilómetros de largo con una capacidad máxima de 12 MMmcd, mismo que saldrá de la Planta de Gas SRR y se conectará al Gasyrg, que tiene 32”. Su costo está estimado en 18 millones de dólares. A su vez se tenderá un oleoducto de 4”, con 44.4 kilómetros de largo y una capacidad máxima de bombeo de 12.000 bpd, que se enlazará con el ducto OCY-1. Se estima una producción máxima de 7.200 Bbls de líquidos. Se requerirá una inversión de 4 millones de dólares. A su vez la Planta de Procesamiento de Gas de Sararenda tendrá una capacidad de 6 MMcd y contará con una unidad de Separación, Aminas, Glicol, Refrigeración. Se prevé que realice sus primeras pruebas de producción el 2013. ▲

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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

En el caso de Venezuela, se trata de un gigante gasífero dormido que podría inundar de gas a su región de influencia

Güimar Vaca, vice presidente de Americas Petrogas, Argentina

Foto: Reporte Energía

PREVISIONES DEL SECTOR

Más países del Cono Sur serán exportadores de gas el 2020 PRODUCCIÓN DE GAS EN AMÉRICA DEL SUR POR PAÍS 80

Venezuela

70

Trinidad & Tobago

60 Argentina

50

Brasil

40

Bolivia

30 Perú

do su sector energético y se prevé que sea exportador de gas a partir del 2020. Desde algunos años la estatal colombiana encaró una reorganización interna que le permitió crecer y proyectarse internacionalmente. La situación de Bolivia es comparada por Güimar Vaca con la de Trinidad y Tobago, puesto que si bien cuenta con mayores reservas, proyectos onshore y consumidores

Ecuador

2014

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

0

Colombia

Chile

vecinos cautivos, en los últimos 10 años produjo casi un tercio de lo que desarrolló su par sudamericano. La región cuenta con 270 TCF’S de reservas probadas, de las cuales 171 TCF’S están en Venezuela. Los países de mayor crecimiento en este sentido en los últimos 30 años fueron Trinidad y Tobago y Bolivia, además de Venezuela, según Vaca. ▲

Política de desarrollo y situación actual

Foto: Reporte Energía

La Provincia de Salta proyecta diversificar su matriz energética

Mrcelo A. Palópoli, Stario. de Energía, Salta TEXTO: Cristina Chilo C.

A

sí lo dejó entrever el secretario de energía de la Provincia de Salta en el norte argentino, Marcelo Palópoli, quien indicó que la política energética de ésta, que es una de las ocho provincias productoras de hidrocarburos de ese país, apunta no sólo a sostener esta actividad energética convencional sino a incorporar energía no contaminante a partir de plantas de biocombustibles, generación termo solar y aerogene-

radores complementarios. Esta diversificación responde a que ese país que tiene una potencia instalada de generación eléctrica de 20,000 MW requiere incorporar cada año 1,000 MW solo para sostener el crecimiento de la demanda. La matriz nacional está compuesta por un 56% de energía térmica, un 38% de energía hidráulica, un 4% de energía nuclear y el restante 2% de otras fuentes de generación. Por su parte, Salta tiene una fuerte dependencia de energía proveniente de la generación térmica con el 84% del total de la generación por lo que ha optado por el estudio de fuentes alternativas con recursos no renovables. Palópoli también destacó las reservas comprobadas de gas de la Provincia de Salta que a enero de 2009 sumaron 61,714 MMm3 y las reservas comprobadas remanentes que hasta el pasado julio llegaron a los 56,992 MMm3. Así también precisó que el máximo caudal de producción de este energético en la provincia actualmente es de 17,000,000 m3 por día, volumen que significa el 18% de la

producción total del país, esto a pesar de una caída en la producción del 7% en los últimos años consecuencia de la falta de inversiones. Para el abastecimiento interno, la provincia demanda 550MMm3 al mes de gas natural, siendo más de la mitad de este volumen destinado a la generación eléctrica. En petróleo, dijo que las reservas comprobadas remanentes a julio de este año son de 5,500 m3 día que alcanzarían para los próximos nueve años, aunque la producción posible de petróleo en Salta puede llegar a

MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN ARGENTINA - 20000 MW Otros Nuclear 2% 4% Hidraulica 38 % Térmica 56 %

los 1,700 m3 día. ▲ MATRIZ DE CONSUMO DE GAS EN SALTA - 550 MMm3 Comercial 2 % Otros 1 %

GNC 11 %

Residencial 15 %

Generación 51 %

Industria 20 %

2018

10

2016

20

1994

A

l menos 5 países del Cono Sur, entre los que se encuentran Bolivia, Trinidad y Tobago, Perú, Colombia y Venezuela, se perfilan como sólidos exportadores de gas al 2020, según una ponencia del consultor en temas energéticos, Güimar Vaca, dada a conocer durante el Foro Internacional del Gas (Figas) 2009. De acuerdo al análisis de Vaca, Trinidad y Tobago desarrolló su industria por delante de Venezuela y el resto de Latinoamérica por sus políticas estables y amigables a los inversores. Actualmente es un exportador neto de Gas Natural Licuado a EEUU y otras regiones. Con el nuevo escenario del GNL y las perspectivas de bajos precios en Norteamérica, su expectativa de crecimiento se afectará fuertemente, aunque se estima que por su madurez, imagen de seriedad y respeto a las leyes, seguirá creciendo entre 2 y 3 por ciento anualmente hasta el 2030.

En el caso de Perú, destacó la decisión tomada hace unos años por este país de desarrollar la industria del petróleo y del gas a largo plazo. Hoy tiene unos 13 TCF’S de reservas, con producción creciente, consumo interno en expansión y una planta de GNL en construcción para vender gas a EEUU. De este modo, se espera que continúe como exportador hasta el 2030, con crecimiento moderado. Las posibilidades del gas no convencional pueden cambiar a partir del 2020 y aumentar su potencial exportador, señaló Vaca. En el caso de Venezuela, se trata de un gigante gasífero dormido que podría inundar de gas a su región de influencia, por lo que se estima que será un fuerte exportador entre el 2020 y 2025, si logra el apoyo de inversionistas privados. Hasta el momento no desarrolló este potencial, puesto que está más dedicado al petróleo. La situación de Colombia es interesante, porque mediante el desarrollo vigoroso y serio de su empresa Ecopetrol, en asociación con otras empresas privadas, está desarrollan-

1992

TEXTO: Franco García S.

1990

Güimar Vaca, Consultor energético

La situación de Bolivia es comparada con la de Trinidad y Tobago, puesto que si bien cuenta con mayores reservas, proyectos onshore y consumidores vecinos cautivos, en los últimos 10 años produjo casi un tercio de lo que desarrolló su par sudamericano.

Bcm

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MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN SALTA - 1155 MW Hidráulica 11 % Líquido 5% Térmica 84 %


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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL Foto: Reporte Energía

Bolivia debe trabajar para no perder el mercado brasileño La política energética de Brasil está centrada en la construcción de hidroeléctricas, usinas nucleares y el desarrollo de la producción del petróleo del ‘presal’, no así el gas natural cuya demanda bajó en ese país y actualmente se quema un tercio de los activos.

Edmilson Moutinho, Profesor USP TEXTO: Cristina Chilo C.

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dmilson Moutinho dos Santos, ingeniero y economista profesor del Instituto de Energía de la Universidad de Sao Paulo, sostuvo que con el descubrimiento de las reservas del ‘presal’ en Brasil, no es seguro que Petrobras vuelva a ser inversionista en proyectos energéticos en Bolivia. El argumento se basa en que el presal llevará a Brasil de una dependencia del gas boliviano a la construcción de un mercado nacional en base al petróleo que se va a producir. Además de esto, el presal significa un gran desafío tecnológico y económico por el que Petrobras venderá activos internacionales para sostener las inversiones requeridas en este descubrimiento. “El Presal demanda desafíos tecnológicos importantes, desafíos comerciales en un mer-

cado en crisis y financieros para inversiones gigantes que Petrobras no podrá hacer sola”. Respecto a las cifras, indicó que con el presal las reservas estimadas duplicarán la producción actual de petróleo onshore y offshore que es de 14,093 MMboe. Con esto las perspectivas de Brasil en producción de petróleo bruto a 2013 son de 2,680 en miles de barriles equivalentes por día y hasta el 2020 será de 3,920. Y la participación del Presal en la producción total al año 2013 será de 6,6% y al año 2020 de 35,6%. La previsión de crecimiento anual de la producción total de Brasil incluyendo gas y petróleo de 2008 a 2013 será de 8%, con lo que queda claro que “el petróleo no será más un problema para Brasil”. Respecto al gas, Moutinho señaló que Brasil este año registró el mayor excedente de gas en la historia brasileña, lo que produjo la reducción de las importaciones de Bolivia hasta 20 a 24 MMm3/día. Sin embargo, reflexionó sobre la situa-

ción mundial que hace pensar que es posible una “civilización del gas”, impulsada por una presión ambiental y que en los próximos 20 a 30 años, consolidará al gas como una solución ambiental sustentable. “El gas va a definir los juegos geopolíticos y los precios. En cambio el petróleo será un producto de segunda categoría. Entonces,

en esta civilización del gas, Bolivia no puede quedar olvidada”, dijo el brasileño. No obstante, insinuó a las autoridades bolivianas a buscar soluciones energéticas para no perder el contrato con Brasil, considerando que este país tiene una política energética centrada en la construcción de hidroeléctricas, usinas nucleares y el presal. ▲

GLOBALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Reservas estimadas

Offshore Pre-Sal Aguas Ultra-profundas Aguas profundas Aguas poco profundas Onshore 17

1953

14.000

Solamente

9.500

Tupi, Iara y Parque das Baleias

14,093

14,093

2008

Futuro

9,648

3,350 1,064

1970

1985

2000


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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

El 2010 se tiene previsto construir 9 estaciones de servicio de GNV en Tarija

Erick Magnus, gerente general de Emtagas

el 2010 se sumarán otras 5.500 instalaciones domiciliarias

Emtagas: un exitoso modelo a seguir Foto: Reporte Energía

A diciembre del 2008, Emtagas contaba con 34.713 usuarios de la red de distribución de gas natural. La cifra creció y ahora ostenta un 85% de cobertura del servicio.

Erick Magnus, Gerente de Emtagas TEXTO: Franco García S.

L

a instalación de redes de gas en Tarija estaba estancada en los últimos años, sin embargo subió a 37.000 conexiones en el 2009 y se espera un aumento de 5.500 conexiones más el próximo año, según la exposición de Erick Magnus, gerente general de la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas), dada a conocer en el Foro Internacional del Gas (Figas). A diciembre del 2008, Emtagas conta-

ba con 34.713 usuarios habilitados a la red de distribución de gas natural, sin embargo la cifra creció este año y ahora ostenta un 85% de cobertura del servicio de gas domiciliario e industrial. De esta manera a la provincia Cercado corresponden 22.830, a Yacuiba 6.133, Bermejo 5.190, Villamontes 1.972, Caraparí con 283, San Lorenzo 547, El Puente 154, El Valle suma 276, Entre Ríos 286, San Alberto 37, San Antonio 24 y Loma Alta 21 beneficiarios. Para el 2010 se apunta a contar con 266 kilómetros lineales de red secundaria y 5.500 conexiones que se distribuyen en las provincias de Cercado 1.555, Avilez 350, Méndez 745, O’ Connor 500, Gran Chaco – Capararí 300, Gran Chaco – Villamontes 600, Gran Chaco Yacuiba 600, Arce Bermejo 600 y Arce Padcaya 300. Por otro lado, según el programa de reconversión vehicular se estima que para finales del 2009 se transformará 5.000 unidades de transporte público a gas natural. Paralelamente, el 2010 se tiene previsto construir 9 estaciones de servicio de GNV en el departamento de Tarija, en el marco del proyecto ‘Corredor Azul’. ▲

USUARIOS HABILITADOS A LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL • Cercado • Yacuiba • Bermejo • Villamontes • Carapari • San Lorenzo • El Puente • El Valle • Entre Rios • San Alberto • San Antonio • Loma Alta TOTAL :

Villamontes El Puente

Entre Rios San Lorenzo

Iscayachi

Cercado

Carapari Palos Blancos

El Valle

Yacuiba

Bermejo

22.380 6.133 5.190 1.972 283 547 154 276 286 37 24 21 37.303

AMPLIACIONES PARA EL 2010 PROVINCIA Cercado Avilez Méndez O´conor Gran Chaco Carapari Gran Chaco Villamontes Gran Chaco Yacuiba Arce Bermejo Arce Padcaya Total:

RED SECUNDARIA KILÓMETROS LINEALES 64.0 20.5 49.0 18.0 18.5

INSTALACIONES CANTIDAD 1,555 350 745 500 300

21.0

600

27.0

600

33.0 15.0 266.0

600 300 5,55

el gnl en su mejor momento. En el último año se registró un récord de buques metaneros entregados

Foto: Reporte Energía

El GNL tiene un valor agregado que el gas por ducto no tiene

Mauricio Mariaca, Adjunto de RREE, Repsol TEXTO: Cristina Chilo C.

E

l experto en estrategia y desarrollo de negocios de GNL de la empresa Repsol, dijo en el marco del FIGAS 2009, que existe un exceso mundial en la oferta de capacidad de regasificación que favorece la flexibilidad de desvío de cargamentos de GNL entre mercados y aumenta la independencia energética de unos países respecto a otros. Es el caso de Europa, que piensa en disminuir la dependencia del gas ruso y por eso

ha pensado en la regasificación para diversificar sus provisiones. Sostuvo que actualmente se da la situación de que los compradores, prefieran pagar por capacidad ociosa de regasificación pero estar seguros de que cuando necesiten gas lo van a conseguir. Y esta situación genera que para el vendedor de gas, el GNL tenga un valor agregado que el gas por ducto no tiene. Respecto a la estrategia de GNL que tiene Repsol a nivel mundial, informó que esta compañía española participa en el consorcio Atlantic LNG de Trinidad y Tobago. También está construyendo una planta de licuefacción en Perú y tiene dos proyectos: el Persian LNG en Irán y el Angola LNG con los que pretenden abastecer los mercados asiáticos e ibéricos. Además, la compañía también participa en las dos terminales de regasificación existentes en Canadá y en España. En cuanto a Latinoamérica, el experto se refirió a los proyectos de licuefacción encaminados y ya existentes en Trinidad y Tobago, con una planta que es un referente mundial del negocio y el de Perú LNG, del que se estu-

dia la construcción de su segundo tren para 2010. Repsol participa en estos dos proyectos que son los únicos de licuefacción existentes en la región y desde donde se exportará el gas a los mercados de ultramar. El resto de los proyectos de Chile, Argentina y Brasil son proyectos para terminales de regasificación. En otro orden, Mariaca dijo en el futuro existen oportunidades para el desarrollo de diseños tecnológicos con las “terminales flexibles” o los denominados Floating LNG,

que se impulsarían a partir de los campos off shore y el Presal de Brasil. “El Presal busca esencialmente producir petróleo pero tiene gas asociado y queda a 500 km de la costa brasileña, lo que hace imposible tender un gasoducto desde estos campos off shore hasta la costa. En ese sentido, se está estudiando hacer el desarrollo a partir de tecnología LNG”, dijo Mariaca. Asimismo, señaló que en el último año la flota de metaneros se expandió en un 19 % en el mundo. ▲


2009 | Diciembre

Desde 1987 hasta la fecha Bolivia suscribió 23 Acuerdos de Protección Recíproca de Inversiones (APRI’s), con diferentes países del mundo

Foto: Reporte Energía

Sistema de Información sobre Comercio Exterior www.sice.oas.org

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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

Bolivia amarrada al arbitraje internacional en 2 contratos

Tanto en el contrato GSA con Brasil (1996), como en el suscrito entre Enarsa - YPFB (2006), se contempla que el Estado Boliviano se podrá someter a la American Arbitration Association de New York y a la Cámara de Comercio Internacional (CCI). Iver Von Borries, Consultor jurídico TEXTO: Franco García S.

D

e acuerdo al contrato Gas Supply Agreement (GSA), suscrito entre Bolivia y Brasil en 1996 y el de Enarsa (Argentina) con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en octubre de 2006 para venta de gas, el país está aún sometido a arbitrajes internacionales en estos dos casos, si se recurriera a los mismos en una controversia comercial, según el análisis del experto en seguridad de inversiones, Iver Von Borries. El también socio del Estudio Jurídico Sabaot & Von Borries, en su presentación denominada “Perspectiva jurídica para el desarrollo de la industria petrolera internacional”, hizo notar que por principio de irretroactividad de toda norma, el artículo 366 de la nueva Constitución Política del Estado (CPE) boliviana, que niega la posibilidad de acudir

a arbitrajes internacionales, no se aplica en estos dos contratos. Hace unos meses YPFB mencionó la posibilidad de revisar el contrato GSA con Brasil para modificar los volúmenes de entrega de gas al vecino país, mismo que de concretarse debería pasar por una negociación al que ambos países deberían estar de acuerdo, caso contrario, existe la posibilidad de un arbitraje internacional. En el caso del contrato GSA, en la cláusula décimoséptima, se establece que si las controversias no son solucionadas las partes se someterán exclusivamente a la American Arbitration Association de New York, aplicándose su Reglamento sobre Arbitraje Internacional”. A su vez en el contrato suscrito entre Enarsa y YPFB, también se determina que ambas partes en caso de no resolver sus diferencias, se someterán a arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI) en Paris (Francia), aplicándose su Reglamento de

Conciliación y Arbitraje Internacional. Según la página web del Sistema de Información sobre Comercio Exterior, desde 1987 hasta la fecha Bolivia suscribió 23 Acuerdos de Protección Recíproca de Inversiones (en inglés BIT’s), con diferentes países del mundo por los cuales está prohibido de realizar expropiaciones o nacionalizaciones, salvo en caso de interés público, mismos que de ocurrir ameritarán el pago de una “indemnización pronta, adecuada y efectiva”. Los países con los que Bolivia suscribió BIT’s son: Argentina, España, Estados Unidos, Reino Unido, Chile, Francia, Alemania, Korea, Perú, Paraguay, Alemania, Italia, Suecia, Suiza, Ecuador, Costa Rica, Italia, Rumania, Uruguay, Venezuela, Austria, Cuba, Holanda y Bélgica – Luxemburgo. Con el argumento de de que el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), dependiente del Banco Mundial, no ofrecía garantía de un tratamiento justo en los arbitrajes para los países

miembros sino para las empresas, Bolivia decidió retirarse en 2007. La metodología del Ciadi establece que la suma indemnizatoria o resarcitoria para un Estado que resulta perdedor en el arbitraje es aumentada a la deuda externa que mantiene dicho país con el Banco Mundial, en caso de no pagar los montos a la empresa afectada que denunció el caso. A partir de la promulgación de la nueva Carta Magna, cualquier reclamo de empresas en asuntos relacionados a la falta de respeto a las inversiones realizadas, estará sometido a las leyes bolivianas, autoridades bolivianas y estrados bolivianos, según el análisis de Von Borries. Sin embargo el artículo 366 de la nueva Constitución, presenta un vacío legal, puesto que si bien niega la posibilidad de cualquier laudo arbitral internacional, no dice si se podrá realizar el mismo aquí en Bolivia por tribunales nacionales o si en definitiva no será admitido. ▲


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Diciembre | 2 0 0 9

FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL Foto: Reporte Energía

Ubicado al este de la cordillera oriental

El subandino sur alberga un gran potencial en gas TEXTO: Cristina Chilo C.

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l experto en geología, que participó en el exitoso descubrimiento y desarrollo del campo gasífero Margarita, Asterio Ayaviri presentó en el FIGAS 2009, los componentes geológicos que hacen que la faja de territorio de nuestro país denominada sub andino sur, albergue un enorme potencial hidrocarburífero. Se trata principalmente de una gran acumulación de gas y condensado en los reservorios del Devónico; Huamampampa, Icla y Santa Rosa, ya comprobados con la producción de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita. El área de mayores posibilidades se encuadra en la faja plegada y corrida en razón a la magnitud de estructuración y presencia de grandes espesores de reservorio, favorecidos en el incremento de su porosidad por la mecánica de fracturamiento como consecuencia del intenso plegamiento y fallamiento ocurri-

do en el área. El experto dijo que panorámicamente en el subandino sur se puede apreciar una serie de serranías orientadas Norte-Sur, que constituyen lineamientos estructurales principales, en los cuales se desarrollan numerosas culminaciones individuales que podrían llegar a ser estructuras potenciales. Respecto a la Llanura Chaqueña, dijo que esta tiene el potencial restringido al Carbonífero, Triásico Cretácico y Terciario por ausencia o pobreza de los reservorios devónicos. Sin embargo, es un área que requiere de una exhaustiva evaluación de los prospectos para que la perforación tenga éxito y permita el descubrimiento de nuevos campos. En materia de exploración, es recomendable estar acorde con los adelantos de la tecnología, es decir en la faja plegada no basta la geología de superficie para la evaluación de los prospectos, sino que es imprescindible el concurso de la sísmica 2D y en su caso la 3D. “Debería ser norma en los trabajos de exploración la siguiente metodología de tra-

bajo: Geología de superficie, sísmica 2D y sísmica 3D y finalmente la ubicación de un pozo exploratorio. Si todos los trabajos se realizan

de manera consciente, interpretando muy bien entonces el resultado será un descubrimiento”, afirmó. ▲ Foto: Repsol YPF

Asterio Ayaviri, Geólogo Senior de Repsol

Gracias a sus componentes geológicos, esta franja territorial alberga los principales reservorios y actuales campos en operación de Bolivia y cuenta con uno de los mayores potenciales hidrocarburíferos del país.

Pozo descubridor del mega campo Margarita, ubicado en el subandino sur

Gracias a métodos y tecnología de punta

Foto: Reporte Energía

Total participa en TRES de los cuatro megacampos del subandino sur

Ricardo Morales, Total E&P Bolivia TEXTO: Cristina Chilo C.

Uno de los grandes problemas que tenemos es que la geología superficial no siempre está de acuerdo con las estructuras profundas”, dijo Ricardo Morales, geofísico miembro del staff del Grupo Total E&P Bolivie al referirse a los trabajos exploratorios que han derivado en algunos fracasos y también en grandes éxitos de la industria hidrocarburífera nacional. Esta compañía que está entre las cuatro

más grandes del mundo, en 1996 exploró el Pozo Yariapo-X1 al norte de La Paz que resultó un fracaso para la empresa, matizado por problemas de acceso al lugar y logística. Sin embargo, un año después con la adquisición del Bloque XX y Tarija Oeste, inicia un periodo exitoso marcado por los descubrimientos de los megacampos: San Alberto y San Antonio. Posteriormente en 2004, descubre el megacampo Incahuasi con el que llega a tener 3 de los 4 megacampos ubicados en el subandino norte. Los descubrimientos de estos megacampos, junto al de Margarita, fueron resultados de un gran cambio en la visión y en la aplicación tecnológica de las empresas que exploraron en el “Play devónico” en las formaciones Huamampampa y Santa Rosa, con estructuras profundas y complicadas. “Se pasó de una exploración sísmica de tipo clásica, que se aplicaba en llanos, dirigida al Play carbonífero, con objetivos líquidos y en estructuras más someras, a una sísmica de montaña, con aplicaciones tecnológicas importantes. Esta decisión trajo los descubrimientos significativos de gas que hoy cono-

cemos”, señaló Morales. No fue tarea fácil. Un ejemplo que señaló en su exposición del FIGAS 2009, fue el descubrimiento de Incahuasi, que se logró gracias a un proceso de aproximación sucesiva e interpretaciones en el curso de la exploración. “Modificamos lo que teníamos planeado inicialmente porque en la perforación tropezamos con capas geológicas subverticales bastante paradas, pero en un proceso de in-

tegración tecnológica logramos llegar al éxito con la aplicación de diferentes técnicas de exploración”, señaló. Según su criterio, Incahuasi fue un descubrimiento extraordinario porque está 200 kilómetros alejados de la ubicación de los campos mayores (San Alberto, San Antonio y Margarita) lo cual habilita una nueva área a explorar en el suelo existente entre los campos mayores e Incahuasi. ▲

PERFORACIÓN SUBANDINO: PROCESO DE APROXIMACION SUCESIVA Programa inicial del pozo

Operación ejecutada

• Un trabajo multidiciplinario entre la Filial y los expertos de la Casa Matriz • Capitalización de la experiencia “Foothills” del Grupo TOTAL

N

ICS-X1-ST ICS-X1

ICS-X1 (prognosis)

1 Km 1 Km


2009 | Diciembre

Cuando hablamos de gasoducto virtual, básicamente estamos hablando de vincular dos puntos con un medio físico distinto a un gasoducto

Foto: Reporte Energía

Foto:

Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Consultores

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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

Falta de reglamento paraliza los gasoductos virtuales El vínculo virtual es el transporte de gas natural en cilindros, comprimido 360 veces en su volumen y trasladados en camiones por carretera. Luego los módulos son bajados y conectados a una reguladora que hacen que el gas esté listo para su consumo.

Horacio Pinasco, Presidente de Tecnored TEXTO: nancy castro z.

L

os gasoductos virtuales son perfectamente viables en Bolivia, es más, existen actualmente proyectos paralizados en los departamentos de Santa Cruz y Tarija debido a la falta de reglamentación. Una de estas iniciativas corresponde a la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) destinada a una planta de generación de energía eléctrica en San Ignacio, en la Chiquitanía del departamento de Santa Cruz. El objetivo era tomar el gas natural en San Ramón y trasladarlo comprimido hasta San Ignacio para generar energía eléctrica, al no existir reglamentación para instalar el gasoducto virtual, la Cooperativa debió comprar generadores a diesel. Otro proyecto de gasoducto virtual estaba previsto para una estación de GNV satélite en la localidad de Warnes, Santa Cruz,

aunque cuenta con toda la infraestructura y el equipamiento necesario está paralizado. También existen otros proyectos estancados en el departamento de Tarija, para abastecer las estaciones de GNV del denominado Corredor Azul. “Personalmente he trabajado en el reglamento específico para la creación de la norma de gasoductos virtuales, participé en la redacción de estos reglamentos en el 2007, documentos que fueron entregados al Ministro de

Hidrocarburos pero hasta hoy en día no se aprueba la reglamentación, expresó Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Consultores. Respecto al componente técnico, Pinasco explicó que “cuando hablamos de gasoducto virtual, básicamente estamos hablando de vincular dos puntos con un medio físico distinto a un gasoducto”. Muchas veces los ductos se encuentran a larga distancia de las localidades o estas son demasiados chicas que el nivel de consumo no es suficiente para

La empresa Galileo tiene una amplia experiencia en equipo de gasoductos virtuales

la inversión de un gasoducto, ahí es donde interviene un gasoducto virtual. ¿Qué es lo que se hace? En el punto de generación se instala una planta compresora, que comprime el gas natural 360 veces su volumen y se carga a una presión de 250 bar en cilindros, exactamente igual a los utilizados en un auto sólo que de mayor volumen, y son trasladados por medio de un camión con un sistema adecuado y diseñado para este efecto. El camión hace el trayecto que debería realizar el gas por un gasoducto y llega a destino, se baja el modulo, se conecta a una reguladora y el gas está listo; es decir, virtualmente se remplaza un vínculo físico por un vínculo virtual que es el transporte en camiones por carretera. Los gasoductos virtuales pueden cubrir hasta 450 kilómetros sin ninguna tecnología especial, “no hay nada que no sea convencional que no esté disponible en la industria del gas de forma clásica”, sostiene Pinasco. ▲


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Diciembre | 2 0 0 9

FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

Estamos invirtiendo la plata del gas para tener un bienestar duradero

Mario Cossío, prefecto de Tarija

VISIóN DE LA PREFECTURA DE TARIJA

El gas es un factor de desarrollo, que requiere apoyo de políticas nacionales Foto: Reporte Energía

Se tiene previsto construir el próximo año 9 estaciones de servicio de GNV para atender la creciente demanda de gas vehicular en el departamento de Tarija, misma que se prevé aumentará aún más por el cambio de la matriz energética. Se anuncia la continuación de la ampliación del Gasoducto Villamontes – Tarija (GVT). TEXTO: Franco García S.

L

a “inversión inteligente” de los ingresos hidrocarburíferos logró incrementar el desarrollo humano y productivo de Tarija; sin embargo la continuidad de este crecimiento estará supeditada a la viabilidad de la industria de este sector en el país. Asimismo, es menester que se acompañen las iniciativas de gestión pública local con políticas y acciones nacionales, para ampliar el universo de beneficiarios, dijo el prefecto de este departamento, Mario Cossío, durante la inauguración del Foro Internacional del Gas (Figas). En este sentido, la línea de trabajo del Gobierno Departamental de Tarija es aprovechar los ingresos hidrocarburíferos para generar una transformación productiva y social, con el fin de dejar de depender exclusivamente de este recurso no renovable. “Estamos invirtiendo la plata del gas para tener un bienestar duradero”, remarcó. Hasta diciembre del 2009 se contará con 40.000 conexiones de gas domiciliario, con lo que se logrará un 85 por ciento de cobertura de este servicio, mediante la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas). De esta manera, este departamento que hace 21 años tenía sólo 16.000 conexiones se convierte en el que tiene proporcionalmente más alcance de gas natural por redes, según su Prefectura. La tarea pendiente aún es coordinar acciones con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para que sus provincias gocen de este beneficio. Del mismo modo se avanzó en el cambio gratuito de unidades del transporte público que funcionaban a GLP por Gas Natural Vehicular (GNV), mediante un fondo rotatorio con recursos prefecturales, que aseguran tiene sostenibilidad garantizada. Hace 4 meses se entregó 2.200 vehículos de servicio público y se espera que a principios del próximo año se aumente a 5.000, lo que permitirá liberar

El prefecto Mario Cossío ve con preocupación el monto de inversión de las empresas petroleras en Bolivia. miles de garrafas y proveerá un energético limpio y económico al transporte. A su vez, otra de las tareas que se ejecutó y que continuará es la ampliación del Gasoducto Villamontes – Tarija (GVT) para incrementar el volumen de transporte desde los campos gasíferos hasta la capital chapaca para atender el crecimiento de la demanda doméstica, industrial y de reconversión de la matriz energética. Asimismo en el marco del proyecto del corredor azul, la Prefectura de Tarija, tiene previsto construir el próximo año 9 estaciones de servicio de GNV para atender la demanda de gas natural que aumentará por la transformación de las unidades de transporte. En el área social correspondiente a salud y educación, se llevan adelante programas

para subsanar falencias con ítems para médicos y maestros, construcción y equipamiento de hospitales, además de acceso a vivienda para personas de escasos recursos. Tarija es el primer departamento en tener salud universal y gratuita para personas de toda edad y cuenta con una cobertura amplia de nutrición de niños. Además se construyen más de 300 kilómetros de carretera asfaltada de primera categoría gracias a los hidrocarburos, según Cossío. Respecto a la forma como se maneja la relación del Estado con las empresas privadas del sector que operan en Bolivia, afirmó que “hay que preservar la industria del gas y hacerla crecer. No se la debe matar, ni confrontar, porque el día que hagamos eso estaremos acabando con la gallina de los

huevos de oro y el futuro del país y del departamento serán distintos del que estamos imaginando”. ▲

Cifras El 60 % de los ingresos públicos de Bolivia se generan a partir de la actividad de los hidrocarburos. La producción hidrocarburífera genera el 85 por ciento de los ingresos públicos del departamento de Tarija. En el 2006 el aporte del sector de hidrocarburos fue del 4.6% del PIB nacional y hoy alcanza el 13% del PIB nacional. La actividad hidrocarburífera contribuye con el 50% de las exportaciones.


2009 | Diciembre

FIGAS 2009

No tenemos todavía la experiencia pero vamos a hacer la apuesta de ingresar a la Bolsa de Valores y a la banca internacional

Carlos Villegas, presidente de YPFB

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COBERTURA ESPECIAL

Plan de Reestructuración de YPFB Corporativo

Nacionalizadas camino a la fusión Foto: Reporte Energía

El Plan de Inversiones para el próximo quinquenio en el sector requiere 11.292 millones de dólares, de los cuales a YPFB Corporación le correspondería invertir 7.561 millones de dólares en toda la cadena de hidrocarburos. La demanda potencial de gas natural en los próximos años ascenderá a los 100 MMmcd, según Carlos Villegas. TEXTO: nancy castro z.

E

l Plan de Reestructuración de YPFB Corporativo significará la fusión de algunas empresas nacionalizadas, por lo que no necesariamente permanecerían las actuales 8 subsidiarias de la estatal petrolera (YPFB Andina, YPFB Petroandina, YPFB Chaco, Gas TransBoliviano, YPFB Refinación, YPFb Aviación, YPFB Logística y YPFB Transporte), tomando en cuenta que actualmente más de una opera en el mismo rubro. “Vamos a entrar en un proceso de fusión, de tal manera que haya una empresa dedicada a la exploración, explotación, transporte, refinación y comercialización”, adelantó Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporativo. De igual manera, durante la presentación del Plan de Inversiones 2009-2015 en el Foro Internacional del Gas realizado en Tarija, Villegas mencionó algunos aspectos en cuanto al financiamiento del mismo. Por ejemplo, expresó que YPFB Corporación apostará a la Bolsa de Valores y a la banca internacional en busca de financiamiento para concretar el Plan de Inversiones para el próximo quinquenio en el sector de los hidrocarburos. De acuerdo a las cifras, el Plan de Inversiones requiere 11.292 millones de dólares, de los cuales a YPFB Corporación le correspondería invertir 7.561 millones de dólares en toda la cadena de hidrocarburos resultado del crecimiento y la nacionalización. La estatal petrolera, además de sus recursos propios que alcanzan el 24% del financiamiento total del período, cuenta con el crédito del Banco Central de Bolivia (BCB) de 1.000 millones de dólares. Se espera que estos recursos sean invertidos en proyectos de rentabilidad de tal manera de asegurar

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación, presentó el Plan de Inversiones en el FIGAS 2009 el pago, “si eso ocurre y es nuestra intensión, esa fuente de financiamiento va a ser permanente”, resaltó el ejecutivo. Las empresas nacionalizadas tienen una trayectoria importante en cuanto a fuentes de financiamiento, las mismas que serán respaldadas y profundizadas por YPFB Corporación. “En primer lugar, vamos a reinvertir las utilidades en el próximo quinquenio, es una decisión fundamental para asegurar el financiamiento; en segundo lugar, se recurrirá al mercado nacional, sea mercado de capitales o Bolsa de Valores o sistema financiero, y a nivel internacional a los organismos multilaterales”, indicó. Varias empresas del sector recurren a dichas instituciones para obtener crédito, en cuanto a YPFB Corporación, “no tene-

mos todavía la experiencia pero vamos a hacer la apuesta de ingresar a la Bolsa de Valores y a la banca internacional”, dijo. Este Plan de Inversiones, tiene como objetivo asegurar el abastecimiento de la demanda potencial de gas natural en los próximos años que asciende a los 100 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) destinados básicamente al mercado interno, industrialización y el mercado externo con Brasil, Argentina y nuevos mercados que se requerirían en el futuro. A partir de 2010 comenzarán las inversiones significativas destinadas al desarrollo de campos, ampliaciones y construcciones en las refinerías, al sistema de transporte y el proceso de industrialización. Es así que para el próximo año se tiene previsto invertir un total de 2.137 millones de dólares, a

90,0

700,00

PRODUCCION YPFB (Acelerada)

INVERSION 2010-2015 : 3633 MM$us

300,00

60,0

50,0

MMmcd

40,0

30,0

200,00 20,0 100,00

10,0

0,0

0,00 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

Fuente: YPFB

MM$us

400,00

80,0

70,0

YPFB ANDINA: 162 MM$us YPFB CHACO: 211,5 MM$us PETROBRAS: 582,6 MM$us REPSOL: 1507.4 MM$us PESA: 24,9 MM$us BG: 14,3 MM$us TOTAL: 1111 MM$us PLUSPETROL: 12 MM$us VINTAGE : 7 MM$us

2010

2009 - 2015

INVERSIONES

500,00

de éxito del 20% (4 pozos). ▲

INVERSIONES DEL SECTOR HIDROCARBUROS POR ACTIVIDAD DE LA CADENA

PRODUCCIÓN ACELERADA

600,00

la estatal petrolera le corresponde invertir 1.442 millones de dólares. Actualmente, la producción de gas natural está cercana a los 40 MMmcd y se espera incrementar a los 70 MMmcd durante el próximo quinquenio. Para lo cual se destinará una inversión en explotación de 3.633 millones de dólares. En ese sentido, se ha diseñado una producción acelerada basada en el desarrollo de los campos declarados comerciales y otros en proceso como Margarita, Huacaya, Itaú, Ipati, Aquio y Sábalo. Asimismo, se tiene dos prospectos exploratorios, el “A” que incluye 10 pozos exploratorios con un índice de éxito del 30% (3 pozos) y el Prospecto Exploratorio “B” que consta de 20 pozos exploratorios con un índice

EN MM $US

TOTAL

AREA

2010

11,3%

EXPLORACIÓN

127

8,8%

870,4

11,5%

EXPLOTACIÓN

355,7

24,7%

2295,3

30,4%

TRANSPORTE

136

9,4%

ALMACENAJE

67,3

0,9%

ALMACENAJE

32,7

2,3%

REFINACIÓN

740,4

9,8%

REFINACIÓN

77,4

5,4% 10,4%

EN MM $US

TOTAL

AREA

2009-2015

EXPLORACIÓN

851,5

EXPLOTACIÓN TRANSPORTE

%

%

PLANTAS DE SEPARACIÓN

400

5,3%

PLANTAS DE SEPARACIÓN

150

REDES DE GAS

748,4

9,9%

REDES DE GAS

110,2

7,6%

INDUSTRIALIZACIÓN

1570

20,8%

INDUSTRIALIZACIÓN

450,9

31,3%

REESTRUCTURACIÓN

17,6

0,2%

REESTRUCTURACIÓN

2,4

0,2%

TODOS LOS SECTORES

7560,9

TODOS LOS SECTORES

1442,4


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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

foro internacional del gas en imágenes

3 18

2

Fotos: Reporte Energía

1

4


2009 | Diciembre

FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL 5

6

7

8

ACTIVIDAD ENERGÉTICA Y SOCIAL 1 | reunión de conclusión del Figas Gabriel Gaite (izq), Miguel Zabala (cen) y Sebastián Daroca (der) dirigieron la mesa final de conclusiones del FIGAS 2009. 2 | equipo bz group y reporte energía Branko Zabala, Miguel Zabala, Ana Paola Hórnez, Abigail Vacaflores, Lauren Montenegro, Emy Peris y Nancy Castro, del equipo organizador de BZ y Reporte Energía. 3 | almuerzo Representantes de Petroredes, YPFB Transporte y participantes de La Paz y Cochabamba, compartiendo el almuerzo auspiciado por Petrobras. 4 | personalidades Yussef Akly, CBH; Raúl Alonso, Safety; Gastón Mugía, Total; Carlos Delius, CBH e Iver Von Borries, en el coffe break auspiciado por Transierra. 5-8 | noche chapaca Luego de concluir la primera jornada del FIGAS, los participantes participaron de la “Noche Chapaca” que consistió en la visita a la bodega Magnus, donde se cató la producción de la casa, se degustó jamón serrano y quesos regionales, además de cerdo y chivito a la cruz , amenizado por la Escuela de Música Municipal y el prestigioso grupo Los de Sama.

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FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL Principal productor de hidrocarburos

Tarija reclama participación en las políticas del sector hidrocarburífero Foto: Reporte Energía

En los últimos 10 años, la economía de Tarija alcanzó el mayor crecimiento nacional con una tasa anual de 11.57%. Básicamente se sustenta en el petróleo crudo y el gas natural que en 2008 le generó 1.833,7 millones de bolivianos de ingresos.

Gabriel Gaite, Consultor y docente TEXTO: nancy castro z.

A

pesar de ser el primer departamento en producción y reservas, Tarija no tiene participación en las decisiones sobre políticas nacionales del sector ni puede tomar acciones en actividades de la cadena de hidrocarburos, observó Gabriel Gaite, consultor privado y docente universitario. Asimismo resaltó la importancia de

este departamento en cuanto a sus contribuciones a las arcas del Estado por lo que reclama no solo mayor participación en las políticas del sector sino también decidir en cómo utilizar sus recursos. De acuerdo a las datos presentados por Gaite, en 1999 Tarija participaba con el 5% del Producto Interno Bruto (PIB) nacional y se encontraba entre los departamentos más pequeños del país, mientras al 2008 prácticamente duplicó su participación llegando al 10.5% y ubicándose detrás de los departamentos del eje central del país como Santa Cruz, La Paz y Cochabamba. En los últimos 10 años, ha sido la economía de mayor crecimiento con una tasa anual de 11.57%. La causa de esta situación se debe principalmente, al petróleo crudo y el gas natural que en términos económicos pasó de recibir ingresos de 256,77

millones de bolivianos en 2001 (destinado a la Prefectura, Municipios y Universidad) a 1.833,7 millones de bolivianos el 2008. Según Gaite, este sector ha modificado la estructura del PIB departamental (De 20% pasó a 52,29% en los últimos 10 años) haciendo que más de la mitad del valor de la producción de bienes y servicios es generado por un solo sector, lo que muestra al mismo tiempo la vulnerabilidad de la economía tarijeña respecto al sector hidrocarburífero. Este departamento es el principal exportar del país con 2.193,6 millones de dólares en 2008, 99,26% corresponden a hidrocarburos. “Cuando se dice que Tarija es la billetera del país así es”, sostuvo. Aunque la actividad hidrocarburífera se puede calificar como una “economía de enclave” porque genera poco empleo,

requiere alta tecnología, es intensiva en capital, no tiene muchas relaciones con otros sectores de la economía local, acepto las redes de gas y algunas pequeñas industrias y su grado de industrialización en el departamento es cero, señala el profesional. Por lo mencionado, Tarija tiene entre sus principales desafíos prepararse mejor para utilizar los excedentes financieros provenientes de las regalías, desarrollar sus sectores productivos, implementar políticas sociales redistributivas (empleo, educación, salud, servicios básicos) y un nuevo marco político-administrativo: autonomía. “Un nuevo marco político administrativo que nos permita tomar decisiones en la forma de cómo queremos utilizar nuestros recursos y no tengamos limitaciones o competencia”, apuntó. ▲


2009 | Diciembre

FIGAS 2009 COBERTURA ESPECIAL

TARIJA, 19 y 20 de Noviembre de 2009

PRIMER FORO INTERNACIONAL DEL GAS CONCLUSIONES drocarburífera deberán contar necesariamente con la participación directa de las Prefecturas/Gobiernos Departamentales, de los Departamentos productores, en la fiscalización y control de la producción de hidrocarburos a través de mecanismos idóneos. En materia de Medio ambiente se propone la Creación de Fondos de Recursos Naturales, con un porcentaje de la renta petrolera nacional. Se propone que pese al modelo estatista llevado adelante hasta hoy por el actual gobierno nacional, se abra hacia un modelo mixto con incentivos para la inversión del sector privado. Urge una reforma en el marco legal ambiental, corrigiendo aspectos que impiden un normal desarrollo de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, particularmente en el ámbito referido al nivel de participación de la sociedad civil en la toma de decisiones respecto a áreas de interés hidrocarburífero. Se debe insistir, a través de todos los mecanismos legales, la cancelación del 11% de regalías sobre la producción fiscalizada de hidrocarburos en los departamentos productores, sin descuentos en cumplimiento de la ley. Tanto el gobierno central como YPFB deben realizar todas las acciones necesarias y crear las condiciones para elevar el nivel de atracción de inversión extranjera al país, fortaleciendo la seguridad jurídica. Impulsar la instalación de redes primarias y secundarias de gas natural domiciliario e industrial en todos los departamentos. Con la realización del FIGAS 2009 en Tarija, se ha creado un verdadero espacio de diálogo que permite obtener una radiografía completa de la situación del sector. Resalta como positivo el esfuerzo en producción de YPFB Y su acompañamiento por parte de los grandes operadores. Ante la incertidumbre de los mercados existentes para el gas boliviano, urge la necesidad de buscar nuevos mercados mediante el desarrollo de una estrategia comercial agresiva. Dicha estrategia no solamente debe tomar en cuenta la venta del gas en su estado natural sino que también debe considerar al gas en todas las formas posibles que le agreguen valor. Los recursos generados por el gas son un factor para el desarrollo de todo el país por lo que el éxito de esta estrategia es de interés de todos los actores, tanto públicos como privados, por lo que la misma debe ser fruto de la participación del conjunto del sector, lo que permitirá delinear de la manera más eficiente posible la estrategia y el marco legal apropiados. Se deben agotar todas las instancias y realizar todos los esfuerzos para alcanzar la solución de los problemas del sector, por parte de todos los actores.

se entregaron conclusiones

L

as conclusiones y recomendaciones emanadas del Primer Foro Internacional del Gas, FIGAS 2009, realizado en Tarija los días 19 y 20 de este mes, fueron entregadas tanto al presidente de YPFB Carlos Villegas, como enviadas al ministro de hidrocarburos Oscar Coca, por el comisario general del FIGAS, Miguel Zabala. Las conclusiones se circunscriben principalmente a proveer insumos para una política hidrocarburífera del Estado con

mayor participación de las regiones en la fiscalización de la producción, la priorización de los proyectos de industrialización y el desarrollo de un modelo mixto con participación del estado y capitales privados para el desarrollo de nuevos horizontes exploratorios y de producción de energéticos, así como la creación de un Consejo Nacional de Energía e Hidrocarburos que recoja las iniciativas de las regiones y la sociedad civil. ▲

Tarija, 20 de noviembre de 2009

Foto: Reporte Energía

El Primer Foro Internacional del Gas, realizado en la ciudad de Tarija, con la participación de instituciones, autoridades, empresas y organizaciones locales y nacionales, como resultado de la Mesa de Trabajo, definió las siguientes conclusiones, como aportes e insumos para una política nacional en materia de hidrocarburos y energía: Industrialización de los hidrocarburos: Las Prefecturas deberán tener un mayor nivel de participación como socios en los proyectos, los mismos que además deberán ser instalados en estas regiones para evitar la subvención de costos como el transporte a regiones alejadas de los campos de producción. Ingresos para los Departamentos productores: El gas deberá pasar por una planta virtual para que se pague sobre valor calórico y no simplemente por volumen bruto. El pago sobre licuables deberá realizarse a las Prefecturas y no a YPFB como es actualmente. Existe una marcada preocupación por las restricciones en la provisión de gas a las regiones, por lo que se pide a YPFB priorice las obras y defina un cronograma de trabajo que deberá ser socializado con los departamentos productores. Se solicita a YPFB transparentar el origen y la fuente de los recursos para el Plan de Inversión anunciado en el FIGAS 2009. Solicitar a las Prefecturas de los departamentos productores hacer público el plan de inversión de los ingresos por concepto de renta de hidrocarburos. Crear a la brevedad posible un Consejo Nacional de Energía e Hidrocarburos, donde las regiones productoras a través de los gobiernos departamentales y junto al gobierno central participen y aporten a la política nacional de hidrocarburos y energía, por lo que se deberá institucionalizar un escenario de análisis, debate y aportes, donde no se dependa solo de la voluntad política de los administradores del Estado en sus diversas instancias, si no que se recoja además las iniciativas de la sociedad civil. Ante la evidente alta demanda y baja oferta de Gas Natural Vehicular, se debe reforzar la relación comercial bilateral de este energético con la República Argentina. El Contrato de compra venta de gas natural y sus respectivas adendas, suscrito con la República Argentina deberá modificarse agregando compromisos más estrictos para el cumplimiento del mismo. El Estado, a través de las instancias correspondientes deberá desarrollar una política más agresiva de Exploración y Producción en el departamento de Tarija, especialmente en las 4 cuencas geológicas. El departamento de Tarija exige la priorización de los proyectos de industrialización; el desarrollo de proyectos termoeléctricos y la promoción de mayores estudios geológicos en su territorio. Se propone a las instancias que correspondan, la restitución del concepto de regalías pagaderas en boca de pozo, tanto en la nueva Ley de Hidrocarburos como en la reglamentación correspondiente. La nueva Ley de Hidrocarburos, así como la Nueva Política Hi-

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petróleo & gas

Transierra opera un gasoducto con capacidad de transporte, de hasta 34 MMmcd

Fotos: Transierra

Jorge Kauer, gernente general de Trasnsierra

Estación de compresión del gasodusto en Villamontes

Sistema de control del GASYRG

9 AÑOS: Transierra CON CAPACIDAD DE INCREMENTAR EXPORTACIÓN DE GAS La operadora y administradora del Gasoducto Yacuiba – Río Grande (GASYRG), creada el 8 de noviembre de 2000 con el objetivo de transportar gas natural desde el departamento de Tarija hasta Santa Cruz, pasando por Chuquisaca, cumplió un año más de operación con una fuerte gestión social. TEXTO: cristina chilo c.

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orge Kauer, gerente general de Transierra evaluó los nueve años de operación de esta empresa marcados por la mejora continua, tanto en lo físico de sus instalaciones, en sus procesos y en su público interno. Además destacó su gestión social traducida en el apoyo social a todas las comunidades asentadas a lo largo del GASYRG. Por otra parte el ejecutivo indicó que la transportadora se ha trazado nuevas metas relacionadas a contribuir con el desarrollo de Bolivia en el transporte de gas, sea para el norte, aumentando las exportaciones a Brasil o Mutún y para el sur para el mercado argentino. “Transierra opera un ducto de gran capacidad de transporte. La licencia de operación es para 22,74 MMmcd pero el ducto tiene capacidad de transportar hasta 34 MMmcd. Tenemos instalada y operando solamente la Estación de Compresión de Villa Montes de un total previsto de cuatro estaciones”, señaló.

Beneficios sociales para indígenas y municipios En todos estos años, la empresa benefició a 50 mil familias que viven a lo largo del gasoducto a través de proyectos enmarcados en acuerdos y convenios suscritos con las organizaciones indígenas del Pueblo Guaraní

(APG: Asamblea del Pueblo Guaraní y 8 capitanías Zonales), Orcaweta (Organización de Capitanías Weenhayek de Tarija) y con los municipios de Yacuiba, Villamontes, Macharetí, Boyuibe, Charagua y Cabezas, los mismos que forman parte de diferentes Programas de su plan de Acción Social. A través de la implementación del Plan de Acción Social (PAS), Transierra dota a las comunidades de influencia del GASYRG de viviendas, colegios, servicios básicos, de apoyo a la producción agrícola y pecuaria. Al mismo tiempo mejora la calidad de vida de las poblaciones cercanas al GASYRG con la implementación de infraestructura de uso social que requirió una inversión de siete millones de dólares hasta diciembre de 2008. Y tiene el compromiso de destinar 10,4 millones de dólares para el desarrollo integral indígena en un plazo de 20 años. Asimismo, Transierra contribuyó con la ejecución de más de 200 proyectos de beneficio comunitario con los seis Gobiernos Municipales del área de influencia. En este marco, se logró construir 2 grandes Micro Hospitales, 3 Postas Sanitarias, dotó de agua potable a más de 30 comunidades, construcción y mejoramiento de viviendas, 3 infraestructuras de cuatro colegios de nivel secundario, un internado rural para 30 alumnos de áreas rurales, canales de drenaje, aulas universitarias y otros proyectos que han logrado captar recursos adicionales de los propios municipios, Prefec-

turas, Cooperación internacional, Gobierno Central y otras fuentes.

Sistema Integrado de Gestión Transierra tiene como meta adicional, mantener sus certificaciones en las normas ISO 9001:2000 (Calidad), ISO 14001:1996 (Medio Ambiente), OHSAS 18001 (Seguridad y Salud) y SA 8000 (Responsabilidad Social) que según criterio de la compañía, agregan mucho valor a sus operaciones. Transierra, es una compañía conformada a partir de la sociedad de las empresas operadoras Petrobras, Andina YPFB y Total. ▲

Proyectos SOCIALES destacados Luz eléctrica para las comunidades A través del Plan de Acción Social (PAS), hasta 2008, Transierra ejecutó 403 proyectos de gran impacto social en 148 comunidades en las áreas de salud, educación, saneamiento básico e infraestructura urbana y rural. Viviendas saludables y cocinas ecológicas En el apoyo al pueblo Weenhayek, la empresa ha apoyado en la construcción, mejoramiento y ampliaciones de más de 800 viviendas, mejorando las condiciones de habitabilidad de las familias de las 22 comunidades del pueblo Weenhayek. Proyectos sociales: Avati Riru, Temiti Riru, Takovo, Iyambae En 2008, Transierra, junto a la Corporación Financiera Internacional, entidad dependiente del Banco Mundial (BM), promovió la creación de cuatro cadenas productivas: Avati Riru, Temiti Riru, Takovo e Iyambae, emprendimientos para la producción, almacenamiento y comercialización de maíz, leche y carne vacuna.


Reporte Energía Edición Nº 24  

Política Energética: Se propone un modelo mixto para nueva ley, con inversión privada. Transierra tiene capacidad para ampliar volumen de ex...

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