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Foto: Repsol Bolivia

pETRÓLEO & GAS

REPSOL BOLIVIA INVERTIRÁ $US 270 MM EL 2011 EN ÁREAS OPERADAS Y NO OPERADAS Jorge Ciacciarelli, a tiempo de evaluar la gestión 2010, dijo que para Repsol fue ‘un buen año’. Manifestó su expectativa de que en la nueva Ley del SecP. 4 tor se incluya incentivos a la exploración.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 54 Del 1 al 15 de Abril de 2011 Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Imagen: Reporte Energía

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | ABRIL 2011

Foto: Archivo Reporte Energía

DESTACADO

petróleo & gas

YPFB ANDINA, YPFB CHACO Y REPSOL TRANSPARENTAN INFORMACIÓN DE PTP’S Las tres compañías petroleras que operan en el país dieron a conocer el tipo y número de pozos que perforarán, facilidades de desarrollo y la inversión que ejecuP. 14 -15 tarán en cada área de trabajo. electricidad

AE PARALIZA PROYECTO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA, SEGÚN CRE El nuevo presidente de CRE, Luiggi Guanella, reveló que el proyecto de generación eléctrica Yane 1 está parado porque la AE no define si el bagazo de caña es un recurso P. 17 natural o artificial.

hasta el 2015

p. 10-12

YPFB proyecta que la mitad de la matriz energética se ‘mueva’ a gas La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB ejecuta un plan para alcanzar una cobertura del 79% de gas natural por redes en el área urbana del país. La Cámara Nacional de Industrias, Cainco y analistas sostienen que para lograr la meta es necesario invertir también en producción y transporte de gas.

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e contempla beneficiar a 500.000 nuevos usuarios con instalaciones internas de gas, para el sector doméstico, comercial e industrial. Se pretende cubrir 114 localidades, con 6.779 kilómetros de redes secundarias tendidas, 429.629 metros de redes pri-

marias y 114 city gates. Hasta el 2015 se tiene programado invertir 748 millones de dólares. A estos proyectos se suman los de conversión a GNV y de GNL con los que se pretende subir la participación del GN en la matriz energética nacional de 24% a 48%.


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La empresa Sicfu representará los productos de la marca Securiton

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GTB garantiza conclusión de nuevo Cruce Dirigido Río Grande Afirman que Emtagas no será desconcentrada a pesar de la Ley 007

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

EL GAA-3B ENTRARÁ EN OPERACIÓN EN JULIO

¿energía nuclear en entredicho?

La ejecución de la Ampliación del Gasoducto al Altiplano (GAA) en su fase 3B será concluido en julio de 2011, lo que permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas natural, según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. En el tramo Parotani-Senkata se incrementará la capacidad del ducto de 33.4 MMpcd a 43.9 MMpcd de gas, mientras que en el tramo Huayñacota-Senkata se alcanzará los 52.6 MMpcd. Oruro, La Paz y El Alto serán beneficiados con el aumento de volúmenes de gas. La ejecución del GAA-3B demandará $US 28.4 MM.

BG en primer lugar en TRANSPARENCIA INTERNACIONAL British Gas (BG) Group fue la empresa que ocupó el primer lugar en dos categorías del ranking 2011 sobre Empresas de Petróleo y Gas, publicado por Transparencia Internacional (TI), en colaboración con Revenue Watch. De acuerdo al informe, BG obtuvo el 93%, en el reporte de programas de lucha contra la corrupción y además divulga el 100% de su información. El estudio de TI analizó 44 empresas del sector hidrocarburífero, de las que 20 son internacionales y 24 estatales.

Petrobras se hace cargo de la termoeléctrica de Cuiabá Se prevé que los envíos de gas boliviano a Cuiabá, la capital del Estado de Mato Grosso en Brasil, se concretarán en poco tiempo después que Petrobras firmó un acuerdo para hacerse cargo de la termoeléctrica hasta 2012. En su edición digital, la revista Exame de Brasil informó que la Termoeléctrica Gobernador Mário Covas, paralizada desde agosto de 2007 por falta de gas natural, volverá a funcionar según el convenio entre Petrobras y la Empresa Productora de Energía (EPE) de Mato Grosso. La petrolera estatal brasileña suministrará 2,2 MMmcd del cupo de gas que recibe de Bolivia.

Foto: Eduardo Zabala/ Reporte Energía

Foto: Eduardo Zabala/ Reporte Energía

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Lanzan primer congreso de gas y petróleo organizado por YPFB

Foto: Eduardo Zabala/ Reporte Energía

Ibmetro prestará servicios de certificación de mezcla de GN

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Foto: Ibmetro

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Después del grave accidente de Chernobyl (1986) y sus efectos devastadores, la energía nuclear había recuperado la confianza del mundo y particularmente de los países con mayor demanda de energía, tal el caso de Japón, Eurasia y la Comunidad Europea. Pero el terremoto y tsunami ocurrido en Japón a mediados de marzo de este año, que afectaron gravemente a la central nuclear de Fukushima, oprada por la empresa Tepco, pusieron en entredicho su confiabilidad y el futuro de la industria nuclear para fines pacíficos. En un escenario mundial con un fuerte incremento de la demanda, no solo en países ricos, si no cada vez más en países pobres y en desarrollo, la energía nuclear apareció como una alternativa “limpia y confiable”, por lo que sus adeherentes sumaron, frente a la oposición verde que contradice sus beneficios, por el “alto riesgo ambiental”, que implica su desarrollo. Si tenemos en cuenta que el consumo de energía en el mundo se incrementará en por lo menos un 57% hasta el 2030, de acuerdo al informe International Energy Outlook 2007 (AIE-Agencia de Informa-

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

ción de Energía de EE.UU.),a pesar de los incrementos en los precios del petróleo y gas natural, se deben prever fuentes de energía confiables y “limpias” a largo plazo, para cubrir la demanda. Es ahí donde la energía nuclear aparece como la respuesta a la básica ecuación planteada por los mercados de mayor demanda, ya que cuenta con dos de los atributos requeridos para su consumo en el mercado: costo competitivo frente a las energías fósiles y se ajusta al Protocolo de Kyoto, por su bajísimo impacto ambiental. Al mismo tiempo, las instalaciones nucleares en actual actividad, han visto mejoradas sus capacidades y su vida útil, convirtiéndolas en activos atractivos para suplir las demandas. Antes del accidente de Fukushima, en el informe de la AIE, se prevé que la generación eléctrica a partir de generación nuclear, se incremente a una tasa media de 1,3% anual hasta 2030, pasándose, por lo tanto, de 2.169 billones de Kwh a 3.619 billones. Un incremento que impactaría positivamente en las economías nacionales y reduciría la dependencia de fuentes

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“tradicionales”. Sin embargo, desde 2005, algunas previsiones menos optimistas, estimaban una reducción de la generación de energía nuclear debido al desmantelamiento de plantas definidas como obsoletas, (Fukushima tiene reactores construidos en los años setentas), pero aún no se puede estimar el impacto del accidente japonés en el futuro de las plantas existentes. Por ahora, sólo en los mercados emergentes se espera un crecimiento del consumo de electricidad de fuente nuclear, de un 4,9%, hasta el 2025, lo que requerirá la instalaciónde nuevas instalaciones nucleares, tal como se proyecta en Asia, especialmente en China, India y Corea del Sur, dónde se estima un crecimiento de la oferta de hasta un 96%, lo que deja muchas preguntas en el aire. ¿A pesar de Fukushima, la industria energética nuclear seguirá creciendo? El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) de la ONU ha mostrado su preocupación al respecto y ya se anuncian reuniones del organismo de seguridad nuclear. Habrá que esperar el desenlace de Fukushima y su impacto en el futuro. ▲

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petróleo & gas

El año 2010 logramos varios hitos contractuales para poner en marcha el proyecto Margarita, luego de firmar los acuerdos de entrega con Yacimientos

Jorge Ciacciarelli, director de la Unidad de Negocios Bolivia de Repsol

JORGE CIACCIARELLI, DIRECTOR DE LA UNIDAD DE NEGOCIOS BOLIVIA DE REPSOL

“tenemos expectativa de que la nueva ley incluya incentivos a la exploración” Foto: Repsol Bolivia

El ejecutivo calificó al 2010 como “un buen año” para su compañía en Bolivia, puesto que se puso en marcha el proyecto Margarita y se invirtió 116 millones de dólares. Para este año se destinará $us 270 MM para áreas operadas y no operadas. TEXTO: paola méndez l.

¿Cuál es la evaluación que hace del sector hidrocarburos en Bolivia? Hoy está en un buen momento. Hay mercados comprometidos para los próximos años y vemos una reactivación de la actividad exploratoria, lo cual permitirá aumentar la oferta de hidrocarburos. Estamos convencidos de que hay muy buenas perspectivas y eso se refleja en nuestra decisión de invertir en Caipipendi. ¿Cómo le fue a Repsol Bolivia en el 2010? Fue un buen año, porque logramos varios hitos contractuales para poner en marcha el proyecto Margarita, luego de firmar los acuerdos de entrega con Yacimientos que nos comprometen en plazos y volúmenes para la provisión al mercado interno y de exportación. El año pasado nuestra inversión alcanzó a 116 millones de dólares; esto considera nuestra participación a través de nuestras áreas operadas y no operadas. Hubo un incremento importante con relación a 2009, cuando las inversiones fueron de 47 millones. ¿Cuáles son los volúmenes de producción de gas e hidrocarburos líquidos con los que aportó Repsol el 2010 en los campos en los que participa como socio u operador? En 2010, la producción –tanto en áreas operadas como no operadas- alcanzó a 4,5 millones de barriles de petróleo; 3.102 millones de metros cúbicos de gas y 3,7 millones de toneladas de GLP. Con relación a 2009, tuvimos pequeñas variaciones en cada uno de los productos. ¿Cuáles son las perspectivas que se tienen actualmente en Huacaya y Margarita en cuanto a cumplimiento de plazos y volúmenes? Junto a YPFB y nuestros socios en el Consorcio Caipipendi, hemos definido un plan de desarrollo para aumentar los volúmenes de producción desde los actuales 2,3 millones de metros cúbicos diarios hasta 14 millones en 2014. ¿Qué otros retos ve como empresa este 2011 dada la coyuntura actual? Nuestro principal reto es cumplir en tiempo y volúmenes con nuestro compromiso de incremento de producción, pues de

Ciacciarelli prioriza en Bolivia el desarrollo de Margarita-Huacaya y la relación que tienen con comunidades aledañas. Concentra su esfuerzo y el de la compañía en este gran proyecto.

esa manera vamos a aportar a que YPFB y el Estado boliviano cumplan los compromisos asumidos. Otra de nuestras prioridades es la relación con las comunidades vecinas a nuestras operaciones. ¿Qué pasó con los campos de Repsol ubicados al norte? La compañía ha definido como su prioridad en Bolivia el desarrollo de MargaritaHuacaya y allí están enfocando sus esfuerzos. Por lo tanto, como operadora hemos decidido concentrarnos en este gran proyecto y en la operación misma del campo, que es muy demandante en cuanto a exigencias de cronograma y seguimiento y control. Este es un proceso que aún está en desarrollo. ¿Cuáles son sus expectativas en el pro-

La compañía conversó con ypfb para realizar estudios exploratorios en algunas áreas que son de nuestro interés, pero aún no tenemos ninguna definición al respecto. por ello es mejor no adelantar información

yecto Sararenda, como parte de YPFB Andina? Nuestras expectativas son muchas, tomando en cuenta que las posibilidades de éxito están por encima del 30%, lo que es mucho más del promedio en la zona del Subandino, pero no hay que perder de vista que también existe un 70% de probabilidades de fracaso. Si al final de la perforación del Sararenda X-1 alcanzamos el objetivo y resulta productivo, entonces será el momento de diseñar un plan de desarrollo para el campo. ¿Está interesada Repsol Bolivia en hacer exploración en otras áreas del país? La compañía ha conversado con Yacimientos para realizar estudios exploratorios en algunas áreas que son de nuestro interés, pero aún no tenemos ninguna definición al respecto. Por ello, es mejor no adelantar información. ¿Qué debe cambiarse en las normas bolivianas o qué incentivos se requiere para que Repsol invierta más en exploración hidrocarburífera? Tenemos la expectativa de que la nueva Ley de Hidrocarburos incluya incentivos a la exploración, habida cuenta de los riesgos que se corren en esta actividad y de la necesidad de aumentar las reservas del país.

hoja de vida Jorge Augusto Ciacciarelli, es ingeniero químico. Nació en La Plata, provincia de Buenos Aires, Argentina. Hoy es director de la Unidad de Negocios Bolivia de Repsol, puesto que ocupa desde octubre de 2010. Hasta septiembre pasado se desempeñó como director del Proyecto Margarita. Estuvo a cargo de la puesta en marcha de la planta de regasificación de Canaport, en Canadá. Inició su carrera en YPF donde desempeñó diferentes cargos hasta ocupar la dirección de la Refinería Luján de Cuyo, en Mendoza, y de la Refinería de La Plata.

¿Cuál es el monto de inversión que tienen comprometido ejecutar este año y en qué áreas? La inversión programada para este año es de 270 millones de dólares. Esta suma comprende las áreas operadas y no operadas. En las áreas operadas, la inversión se destinará al desarrollo del Área de Contrato Caipipendi durante la Fase 1, que considera una inversión total de 600 millones de dólares y que se extenderá hasta el 2012. En la Fase 2, la inversión alcanzará a 800 millones de dólares y esa será la inversión que haremos hasta principios de 2014. ▲


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Luego de haber demostrado su capacidad de medición en Brasil, el Instituto Boliviano de Metrología (Ibmetro) prestará los servicios de certificación de mezclas patrones de Gas Natural (GN) a partir del segundo semestre de 2011, según esta entidad. Para Ibmetro, uno de los mayores beneficios de esta certificación es poder contar con laboratorios que demuestren competencia técnica en medición de composición y volumen, lo que aumentará la confiabilidad de las mediciones. “Con el servicio de certificación de mezclas patrón de GN las mediciones en composición de GN estarían vinculadas a una sola referencia la cual a su vez está vinculada a patrones de referencia internacionales trazables al sistema internacional de unidades”, señala Ibmetro. Asimismo, de acuerdo al instituto de metrología, con este servicio la industria puede contar con el beneficio

Ibmetro cuenta con equipos necesarios en su laboratorio.

de certificar y re-certificar mezclas en el país evitando solicitar el mismo a empresas extranjeras con un alto costo. En su calidad de máxima autoridad técnica en metrología, Ibmetro puede homologar certificados de calibración de Institutos Nacionales de Metrología o de Laboratorios designados por estos Institutos que hayan demostrado competencia técnica y tengan reconocimiento internacional de acuerdo con los principios que rigen en el campo de la metrología. Actualmente el Instituto Boliviano de Metrología presta los servicios en temperatura, presión, volumen líquido, flujo líquido, masa, dimensional y fuerza. (PML y LVO).

15 países aportan Equipos para Margarita-huacaya Un total de 15 países, a través de diferentes industrias, se movilizan para trabajar en la provisión de equipos para la construcción de la nueva planta en Margarita operada por la empresa petrolera Repsol, según el boletín mensual No 2 publicado por Repsol. “Tenemos suministros que se están fabricando en más de 15 países, desde recipientes en Bolivia hasta máquinas en Japón, Brasil o Estados Unidos, o tubería en la India o China”, señala la publicación. Asimismo, la compañía hace referencia a los más de 80 profesionales de 10 nacionalidades diferentes que conjugan su conocimiento y esfuerzo para cumplir con las metas del proyecto en el tiempo programado. Alrededor de 50 profesionales bolivianos trabajan en la obra. El desarrollo del campo Margarita-Huacaya alcanzó un avance de 30,1 por ciento al 28 de febrero de 2011, de acuerdo a los últimos reportes de la compañía. A su vez de acuerdo a José María Ruiz, gerente de Ingeniería y Construcción del proyecto Margarita, el reto ahora es comenzar la producción de la fase I antes de finalizar el mes de marzo del próximo año.

Foto: Boletín mensual No 2/ Repsol

IBMETRO prestará servicios de certificación de mezcla de GN

Foto: Ibmetro

Petróleo & gas

José María Ruiz, gerente del proyecto Margarita.

“Muchos son los hitos que ya hemos conseguido hasta ahora y no pensamos parar. La fase II del desarrollo también es una realidad, habiéndose iniciado el FEED con un equipo de trabajo dedicado”, explica el ejecutivo. Por otro lado, en 2010 la compañía inició las acciones para incorporar el Sistema de Gestión de Empresa Saludable (Siges) en el marco de la Norma Boliviana NB:512001:2008. Este proceso fue avalado por el Ibnorca que recientemente entregó la respectiva certificación. (PML)


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petróleo & gas gtb y su contratista tatco alistan fase final de Gasoducto alterno

subida de las aguas demora agenda de ejecución de Cruce Dirigido río grande Fotos: Eduardo Zabala /Reporte Energía

La operadora dijo que la obra tiene un retraso de cuatro meses y que en la primera y segunda fase no tuvieron inconvenientes, pero que la tercera no se concluyó por razones ajenas a GTB. Tatco dice que la crecida del Río Grande les afectó. TEXTO: paola méndez l.

G

as TransBoliviano (GTB), propietaria y operadora del gasoducto Bolivia– Brasil, que ejecuta el proyecto Nuevo Cruce Dirigido Río Grande, admitió una demora de cuatro meses en la construcción de la obra de 2.700 metros, empero garantizó su conclusión. De acuerdo a la versión de la compañía, en la primera fase se realizó la intervención del ducto sin interrupción ni restricción a la exportación de gas a Brasil, al igual que en la segunda fase del proyecto que finalizó exitosamente dentro del cronograma establecido. Sin embargo, la conclusión de la tercera fase que estaba prevista para finales del 2010, no se concretó por razones operativas ajenas a GTB, dice la compañía a través de un comunicado. “A la fecha tenemos una demora de cuatro meses”, señala la operadora del gasoducto. Por otro lado, la compañía destaca el uso, en esta tercera fase, de maquinarias con tecnología de última generación que garantizarán la ejecución de este cruce dirigido por debajo del lecho del Río Grande. “Este es un proyecto muy importante que representa un reto tecnológico para

En el sobrevuelo se observó que el desborde de Río Grande cubrió el ducto.

el sector hidrocarburífero en Bolivia y el mundo, constituyéndose por el diámetro y la longitud de perforación, en un récord mundial”, explica la compañía. Consultado al respecto, José Fabián Campos, gerente de Proyectos Civil y Mecánicos de Tatco Bolivia, dijo que la obra debía ser concluida en noviembre del 2010, pero que a la fecha se tiene un avance de aproximadamente 90 por ciento.

Un equipo de técnicos se moviliza en la zona para evitar el ingreso de más agua al lugar.

Asimismo, Campos aseguró que el incumplimiento en la fecha de conclusión de la obra se debe a retrasos operacionales y al desborde de Río Grande, que les impidió continuar con sus labores desde febrero pasado cuando se empezó a registrar enormes volúmenes de agua y sedimento. Sin embargo, el ejecutivo dijo que pese a ello Tatco Bolivia se compromete a continuar con todos los esfuerzos necesarios

para concluir la obra en el menor tiempo posible una vez se resuelva este problema. Tatco invitó a varios medios de comunicación a participar de un sobrevuelo para verificar los daños en la zona de Río Grande. Reporte Energía pudo constatar problemas por la crecida del río. La obra, que demandará una inversión de 30 millones de dólares evitará interrupciones en la exportación de gas natural a Brasil. ▲


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petróleo & gas

Uno de los objetivos de esta gestión es fortalecer de las regionales, con el fin de que brinden un mejor servicio, además de generar y ejecutar sus propios proyectos

LEY DEPARTAMENTAL 007 NO SE APLICARÁ EN LA EMPRESA TARIJEÑA DEL GAS

reto: mejorar la gestión

Afirman que Emtagas no será desconcentrada Foto: Emtagas

Los requisitos para distribución y comercialización de gas por redes y la subvención cruzada impiden que las competencias de la empresa pasen a los ejecutivos seccionales. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

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sta Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas) no se desconcentrará en las once secciones de provincia, como estable la Ley Departamental 007 de Tarija, debido a que la aplicación de esta medida impedirá el funcionamiento de la compañía por los compromisos legales y sociales inherentes a su constitución, aseguró su gerente general, Alejandro Gallardo. “Se trata de una empresa conformada por la Gobernación Autónoma del Departamento de Tarija como mayor accionista seguido por YPFB y a continuación por el Gobierno Municipal de Tarija los cuales son los únicos propietarios de la Empresa, lo cual no permitiría fraccionarla”, afirmó el funcionario de Emtagas. Explicó que para distribuir y comercializar gas por redes se requiere contar con una Autorización Transitoria emitida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), para lo que se debe cumplir requisitos que “difícilmente se lograrían con una empresa dividida”, remarcó. Asimismo, añadió que no se puede desconcentrar la Empresa Tarijeña del Gas porque por su carácter social debe aplicar una subvención cruzada para sol-

Alejandro Gallardo, gerente general de Emtagas

Emtagas cuenta con diversos ingresos por la comercialización de Gas natural pero no cuenta con resultados positivos en el Balance General, razón por la que se debe mejorar las condiciones de gestión y operación, señaló su gerente general, Alejandro Gallardo. Se pretende lograr esta mejora a través de la implementación del sistema de gestión integrada, con la NB-ISO 9001:2008. En la parte operativa se desarrollará un programa de mantenimiento preventivo y correctivo para garantizar el funcionamiento de todo el sistema de distribución de gas por redes, con la finalidad de reducir costos y lograr resultados óptimos garantizando la continuidad del servicio.

anuncian seis proyectos El gerente de Emtagas, Alejandro Gallardo, afirmó que uno de sus objetivos es mejorar la gestión y operación de la empresa

ventar a sectores con baja capacidad financiera y garantizar la sostenibilidad de la empresa. El artículo quinto de la Ley Departamental 007 de Tarija establece la administración y control directo de las entidades o empresas publicas y servicios de unidades desconcentradas que funcionen y tengan sus actividades dentro de sus jurisdicciones, entre las que se encuentra Emtagas. El objeto de la Ley Departamental 007 es el de complementar la transición institucional de la ex Prefectura al Gobierno

Autónomo Departamental que incluye a las once secciones de provincia, hasta la puesta en vigencia plena del estatuto autonómico departamental y regional. Sin embargo, Gallardo manifestó que uno de los objetivos de su gestión es el fortalecimiento de las oficinas regionales, con el fin de que puedan brindar un mejor servicio, además de generar y ejecutar sus propios proyectos, por lo que coordinan con los ejecutivos seccionales y autoridades regionales el desarrollo y financiamiento de los proyectos. ▲

Desde este mes la Empresa Tarijeña del Gas iniciará seis nuevos proyectos de construcción de redes que beneficiarán a más de 900 familias. Entre ellos se encuentran redes Tarija, El Puente, Entre Ríos, Bermejo y Uriondo. Actualmente la empresa cuenta con 39.482 usuarios en sus tres categorías doméstica, comercial e industrial. De acuerdo a datos del Instituto Nacional de Estadísticos (INE) el departamento de Tarija cuenta con 99.121 viviendas, por lo que Emtagas tiene una cobertura del 40 por ciento. Entre los objetivos planteados por la empresa figuran el de llegar a todas las viviendas del departamento de Tarija en el área urbana y rural, lo que permitirá distribuir con equidad recursos de las regalías.


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petróleo & gas EL EVENTO SERÁ EL PRÓXIMO 19 Y 20 DE MAYO

lANZAN PRIMER CONGRESO DE GAS Y PETRÓLEO ORGANIZADO POR YPFB Entre los disertantes más importantes están María das Graças Foster, directora de Gas y Energía de Petrobras y Pavel Tsybulsky, director general de Gazprom-Vniigas. De Bolivia expondrán José Luis Gutiérrez y Carlos Villegas. TEXTO: paola méndez l.

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PFB Gas & Petróleo 2011, primer congreso internacional organizado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) será el próximo 19 y 20 de mayo en Santa Cruz y contará con la presencia de representantes de la industria y expertos internacionales. En la oportunidad, se examinará la situación nacional e internacional del mercado y la industria del gas y sus perspectivas para el futuro. YPFB tiene previsto presentar el nuevo ciclo exploratorio que se abre en el país. Asimismo, se prevé que para la inauguración de este evento se contará con la presen-

cia del Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, además de representantes del sector petrolero. Mauricio Medinaceli, analista energético, dijo que todo evento que permita compartir ideas y escuchar propuestas de solución será bienvenido, pero que no ayudaría en nada que solo se limite a un informe de actividades de la empresa. Se tiene previsto para la primer jornada la disertación de Bob Fryklund, vicepresidente de Cambridge Energy Research AssociateIHS CERA, que compartirá sobre las perspectivas de la industria del gas natural y su efecto en el mercado. También expondrá Pavel Tsybulsky, director general de Gazprom-Vniigas y Ernesto López Anadon, presidente de IAPG. Participará como disertante María das Graças Foster,

directora de Gas y Energía de Petrobras. Desde Argentina vendrán Roberto Baratta del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, además de Antonio Luis Ponsato, interventor del Ente Nacional Regulador. Otros disertantes son: Rafael Ramirez Carreño de PDVSA, Martin Houston de BG Group, Luis Eduardo Duque de la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil, Christian Iturri de BG Trinidad y Tobago, Richard Brown de Limited y Miguel Naranjo de Ecuador. Finalmente, expondrán José Luis Gutiérrez, ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, que abordará el entorno nacional y la política energética del país, y Carlos Villegas, presidente de YPFB, que hablará acerca de los desafíos de un nuevo ciclo exploratorio y la consolidación de YPFB. ▲

Otros temas Segunda jornada.Se debatirá sobre los Gasoductos vs LNG: Beneficios y Alternativas, Potencialidades de las nuevas tecnologías e implicancias en los mercados de gas natural y LNG: Diagnóstico, proyectos y perspectivas. participantes. Unos 800 serán invitados en todo el país por YPFB, destacándose organizaciones sociales. GRATIS. Será de carácter gratuito. Bolivia.Promoverá la difusión de información sobre inversiones y exploración. clausura. El cierre estará a cargo del Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera.

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petróleo & gas

el sector energético, incluyendo a la industria eléctrica, debe ser planificado de manera conjunta, con participación de altos consumidores de energía como el industrial

Cámara Nacional de Industrias

afirman que ypfb debe invertir en producción de gas y ampliación de gasoductos

Proyectan 79% de cobertura de Gas po Se contempla beneficiar a 500.000 nuevos usuarios con instalaciones internas de gas, en su gran mayoría para el sector doméstico, y también en menor medida para el comercial e industrial. A su vez se pretende lograr la conversión a GNV de 50 mil vehículos livianos y 16 mil pesados. TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

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a Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pretende aumentar la cobertura de gas natural en el mercado interno de 29.8% a 79% hasta el 2015. El 79% de cobertura en ese periodo, abarcará la zona urbana de los departamentos de La Paz con 85%, Oruro 95%, Potosí 95%, Cochabamba 62%, Chuquisaca 94%, Santa Cruz 41%. En el caso de los departamentos de Beni y Pando la meta planteada cubrirá un 30% con el sistema virtual de distribución en base a Gas Natural Licuado (GNL). La planificación quinquenal, responde al estudio de la demanda de gas natural en los sectores doméstico, comercial, industrial y conversión a Gas Natural Vehicular (GNV), indica el Plan de Inversiones 2009-2015 de la GNRGD de la estatal petrolera. Según el plan de YPFB, se proyecta que al 2015 se beneficiarán a 500.000 nuevos usuarios a nivel nacional, para lo que se realizará 100.000 instalaciones internas gratuitas cada año en el área rural y urbana. Respecto al sector doméstico se plantea llegar a una cobertura del 95% hasta el 2015, lo que significa aumentar el consumo de 79.71 mil pies cúbicos registrados el 2011 a 3.9 millones de pies cúbicos el 2015. En cuanto a la cobertura en el sector comercial se proyecta un crecimiento promedio equivalente a 5.6% hasta el 2020. Al 2011 se tiene 3.332 instalaciones comerciales registradas y se busca subir a 6.884 conexiones al 2015. Referente al sector de GNV, de acuerdo al Plan quinquenal de la GNRGD de YPFB, se prevé aumentar la demanda de gas natural de 1.19 a 1.96 millones de metros cúbicos por día, entre 2010 y 2015 respectivamente. Por su parte, el consumo industrial proyectado hasta el 2016 alcanzará a 4,44 millones de metros cúbicos por día, a diferencia

de los 1,95 millones de metros cúbicos por día registrados el 2010. Mediante estas metas se pretende incrementar la cobertura de este servicio básico de 29.8% a un 79% hasta el 2015. Consultado al respecto, el ex superintendente de Hidrocarburos, Hugo de la Fuente, afirmó que ninguna de las políticas energéticas podrán funcionar sin inversiones en la producción de gas natural y la ampliación de los gasoductos de transporte. Señaló que es urgente invertir de manera abierta en la perforación de pozos para extraer más gas natural, puesto que es evidente que el país tiene un potencial hidrocarburífero, aunque no se cuenta en abundancia con líquidos. Otro de los problemas que detecta el experto, es la falta de ampliación de los gasoductos, por ejemplo el del altiplano se en-

Para el 2011 realizará el tendido de 231 km de red primaria y 761,5 km de red secundaria en 7 ciudades y 44 localidades

cuentra en su tercera ampliación y todavía no es suficiente. “Entonces tenemos que ampliar las redes de gasoductos en el país”, precisó. Por su lado, el presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, Carlos Sánchez, explicó que para obtener un óptimo resultado hasta el 2015, YPFB debe invertir desde la explotación de sus reservas hidrocarburíferas hasta su industrialización, para masificar el uso del gas natural. Remarcó que “todo gira en torno al desarrollo de los campos ya descubiertos, aumentando de esta manera la capacidad de producción y procesamiento de gas, además de la ampliación de la infraestructura de redes y gasoductos. Para la Cámara Nacional de Industrias (CNI) el cambio de la matriz energética es muy importante para el país, tanto para los consumidores que podrán acceder a un

energético más barato y limpio en sustitución del Gas Licuado de Petróleo (GLP) como para el Estado que verá aliviada la presión del subsidio sobre el Tesoro General de la Nación (TGN). En cuanto a la proyección de la GNRGD para el 2015, la CNI indicó que las medidas serán efectivas si se ejecutan de manera coordinada entre todas las empresas que conforman YPFB Corporación. A pesar de calificar la meta del 79% de cobertura de gas natural en el país como “ambiciosa”, la CNI espera que se cumpla. La Cámara Nacional de Industrias alertó que la GNRGD debe coordinar adecuadamente la ejecución de este plan con YPFBTransporte, de lo contrario es posible que, en lugar de tener una mejora en el abastecimiento de energía en el país, se congestionen los ductos de transporte, si no tienen la capacidad para transportar el gas natural necesario para cubrir la demanda proyectada por la GNRGD, ocasionando mayores problemas a los consumidores actuales. En este sentido la Cámara Nacional de Industrias aseguró que el sector energético, incluyendo a la industria eléctrica, debe ser planificado de manera conjunta. De la misma forma deben participar también otros sectores involucrados que consumen altos volúmenes energía como el industrial, acotó. En cuanto el presupuesto de GNRGD para la gestión 2010 fue fijado en 785.3 millones de bolivianos, de los que se ejecutó el 86%, lo que equivale a 664,3 millones de bolivianos. Del mismo modo el año pasado, en ejecución física se alcanzó un 102% en instalaciones de red secundaria, un 88% en red primaria y un 69% en desarrollo de instalaciones internas. Como resultado de estas actividades se logró el tendido de 127 kilómetros de red primaria y 724 kilómetros de red secundaria en 7 ciudades capitales. Además se ejecutó 68.682 conexiones domiciliarias, que se suman a las 155.659 existentes a nivel nacional. En total actualmente se cuentan con 238.553 instalaciones de gas natural en el país.

PROYECCIÓN DE C Se pretende incrementar la cobertura de GN en Bolivia de un 29,8% a un

79% hasta el 2015

p de s ile os m ( ic c Mp cúb

79.713 2011

DOMICILIARIO (en M 4.000.000 3.500.000

2.8

3.000.000 2.500.000

1.763.837

2.000.000 1.500.000

649.546

1.000.000 500.000

79.713

0

2011

2012

Fuente: Elaboración propia en base a datos de GNRGD de YPFB

Para el 2011 se tiene previsto realizar el tendido de 231 kilómetros de red primaria y 761,5 kilómetros de red secundaria en 7 ciudades y 44 localidades del país. ▲

la cifra

664

MM de Bs

es el monto ejecutado por la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos en el 2010.

2013


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11

petróleo & gas

or redes en el mercado interno al 2015

CRECIMIENTO DEL CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO (2011-2015)

s pie s)

3.992.420

6.874

nes o i c s ala ciale t s r In me Co

2015

de ) s e s llon iario i m d d ( icos c m b MM ros cú t me

2015

3.232

2010

COMERCIAL (en # Instalaciones) 3.992.420

6.710

7.000

INDUSTRIAL (en MMmcd) 6.874

5.851

3.56

4

4.583

5.000

4.44 4.5

6.000

878.129

2016

1.95

2011

Mpc)

4.44

3.5

2.85

3 4.000

3.232

2.5

1.95

2

3.000

1.5

2.000

1 1.000

2014

2015

0

0.5

2011

2012

2013

2014

2015

0

2010

2012

2014

2016 Infografía: David Durán / Reporte Energía

plan 2009-2015 Departamento % de Cobertura Urbana La Paz Oruro Potosí Cochabamba Chuquisaca Santa Cruz TOTAL

85% 95% 95% 62% 94% 41% 79%

El país cuenta con un 86 % de avance físico de redes El avance físico nacional en lo que se refiere a la construcción de red primaria, secundaria e instalaciones internas alcanzó a un 86% de ejecución física de acuerdo a programación de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de YPFB en el 2010. Según el avance físico, la GNRGD reali-

zó una comparación de los departamentos que se destacan por sus logros y debilidades, donde Santa Cruz tiene el tendido de 184 kilómetros de red secundaria que representa el 84%, siendo el mayor avance físico a nivel nacional. Sin embargo tiene la cobertura más baja del país con solo 6%. En cuanto a la red

primaria alcanzó el 63%, lo que equivale a un total de 52.283 metros. El departamento con mayor cobertura de redes de gas es Potosí, con un 90%, puesto que sobrepasó su meta con 50.6 kilómetros de red secundaria y extendió sus redes en todo el radio urbano. En general La Paz, es el distrito con mayor eficiencia el 2010, porque logró una ejecución física promedio de 94%, al ejecutar 11.311 metros de red primaria y 121.234 metros de red secundaria.


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petróleo & gas 48% de gN en la matriz energética al 2015

prevén se duplique el consumo de Gas en el país YPFB anuncia la ampliación de infraestructura de red y conexiones domiciliarias con una inversión de $us 748 MM TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

L

a Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) considera que se duplicará el consumo de gas natural en el país, puesto que la participación en la matriz energética subirá de 24% el 2010 a 48% hasta el 2015. De esta manera, disminuirá las demanda de gasolina y Gas Licuado de Petróleo (GLP). El cambio de matriz hasta el 2015, se basa en un análisis del mercado interno de los últimos cinco años. Entre los años 2005 y 2010, la participación del gas natural en la matriz energética nacional se incrementó de 15% a 24%. En ese sentido, YPFB proyecta que la participación del gas natural subirá de 24% a 48% hasta el 2015. Además prevé una reducción de 43% a 32% el consumo de hidrocarburos líquidos GLP, gasolina y en algún caso especial diésel e indirectamente la disminución del consumo de electricidad. Según el Plan de Inversiones 2009-2015 de la empresa estatal petrolera, para duplicar la participación del gas natural en la ma-

triz energética, se ampliará la infraestructura de red y conexiones domiciliarias. Asimismo, el cambio en la matriz energética, acompañado de la promoción del gas natural para la conversión de vehículos, promoverá el proyecto del Sistema Virtual de Distribución en el departamento de Santa Cruz para el suministro de gas a Beni y Pando. Para la ejecución de este plan quinquenal se programó una inversión de 748 millones de dólares en la construcción de redes domiciliarias de gas natural, además de otras no domésticas, y partir del 2011 las instalaciones se expandirán al área rural, según el plan de la empresa estatal petrolera. Respecto a las instalaciones de redes primarias, se tiene programado hasta el 2015 el tendido de 42.962 metros de conexiones (sin incluir los proyectos de Cotoca, La Guardia y El Torno-Jorochito, puesto que se discute el nivel de participación de YPFB). Para el desarrollo de red secundaria se tiene fijado 6.779 metros instalados. Otra de las estrategias para lograr la mitad de participación del gas natural en la matriz energética hasta el 2015, consiste en poner en marcha el Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado (GNL). Este

participación del GN en matriz energética nacional 2010

2015

Fuente: Memoria Anual 2010, GNRGD-YPFB

proyecto consiste en establecer una Planta de Licuefacción con una capacidad de 9,5 MMPCS/día, de acuerdo al plan de inversiones de YPFB. Por otro lado, el estudio de la demanda potencial de GNL se ubica en las ciudades de Trinidad y Cobija, además de 23 localidades con población mayor a 2.000 viviendas. Al respecto, la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz (Cainco) señaló que el cambio de la matriz energética es un tema importante, porque Bolivia es un país esencialmente gasífero y no petrolero. “Para la optimización de los recursos naturales, es necesario que el país tenga mayor consumo de gas natural y menor consumo de líquidos”, remarcó la

entidad empresarial. En este sentido, Cainco afirmó que la meta propuesta por YPFB de aumentar de 24% a 48% la participación en la matriz energética es un desafío y meta muy ambiciosa. “Para que esta (meta) se convierta en realidad requiere fuerte compromiso e inversión, no solamente en transporte, sino también en exploración y explotación”, enfatizó. Adicionalmente, sugirió tomar en cuenta el mercado externo, puesto que solo mayores exportaciones de gas natural permitirán aumentar la venta al mercado interno. Existe incentivos para invertir en exploración y explotación en la medida en la que se asegura un mercado que paga el energético a precio internacional. ▲


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petróleo & gas

Trabajamos en la perforación de tres pozos de desarrollo y en intervención de otros siete en los campos donde somos operadores. en campos no operados también se perforará

PTP 2011-YPFB Andina

Según programa de trabajo y presupuesto 2011

YPFB Andina invertirá $us 246 MM en áreas operadas y no operadas Programa de perforación 2011

TEXTO: pAOLA MÉNDEZ L.

Y

PFB Andina, destinará este 2011 un total de 246 millones de dólares para exploración y explotación hidrocarburífera en áreas operadas y no operadas, de acuerdo al Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP) presentado por la compañía a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Según YPFB Andina, las inversiones aprobadas por YPFB en el PTP a febrero de 2011 ascienden a 155 millones de dólares en áreas operadas y 86 millones de dólares en áreas no operadas, es decir, el 50% de la participación en los campos San Alberto y San Antonio. Adicionalmente, la compañía tiene previsto invertir en la planta de compresión Río Grande (RGD) 5 millones de dólares en esta gestión. “Este año estamos trabajando en la perforación de tres pozos de desarrollo e interviniendo siete en los campos donde somos operadores mientras que en los campos que no operamos, se tienen perforaciones”, señala el informe del PTP presentado por YPFB Andina. Asimismo, el documento detalla que hasta fin de año se aumentará en 15 MMpcd la oferta de gas disponible de YPFB Andina, cuando se concluyan los trabajos de profundización y workover en los campos Río Grande, Sirari y Yapacaní. De acuerdo a datos proporcionados por la compañía, en el pozo Sararenda-X1, que utiliza un equipo de perforación de 3000 HP se invertirá 55 millones de dólares. En el campo Sirari que cuenta con un equipo de perforación de 1500 HP, junto al pozo SIR 17, se invertirá 25 millones de dólares. La misma inversión y equipo utilizado se tiene programado en los pozos YPC-21 y YPC-22, del campo Yapacaní,además del RGD-82. En el campo Río Grande con equipo de perforación de 900 HP y con los pozos RGD-56, RGD-53, RGD-59 y BOA-X1, se invertirá 24 millones de dólares al igual que en el campo Yapacaní con los pozos YPC-20 y YPC-24. Finalmente, en el campo Yapacaní que utiliza un equipo de menor potencia con 550 HP se invertirá 14 millones de dólares en el pozo YPC-9. De acuerdo al PTP revisado en febrero de este año, en los pozos BQN-X2, SIR 17, YPC-21, RGD-24 Iny y VBR-Iny, se invertirá 14 millones de dólares.

Potencia equipo

3000 HP

1500 HP

Pozos

Sararenda SRR-X1

Sirari SIR-17; Yapacaní YPC-21, RGD-82, YPC-22

900 HP

550 HP

Río Grande

Yapacaní YPC-9, Boquerón BQN-

RGD-56, RGD-53, RGD-59, BOA-X1, Yapacaní YPC20, YPC-24

Fuente: YPFB Andina

Tiene previsto perforar tres pozos exploratorios, cinco de desarrollo, tres de profundización y seis de reparación e intervención. La compañía tiene previsto destinar 5 millones de dólares para la planta de compresión de Río Grande.

X2,

Sirari SIR-17, YPC21,

Río Grande

RGD-24Iny, Víbora VBR-Iny Profundidad

4800m

3600m, 3600m, 4800m, 3600m

3700, 3700, 3700m 3000m, 3000m, 3000m

Tipo de pozo

Exploratorio

Desarrollo, Desarrollo, Exploratorio, Desarrollo

Profundización, Profundización, Profundización, Exploratorio, Desarrollo, Desarrollo

Reparación e Intervención de pozos

Producción

Gas

Gas, Gas, Gas, Gas

Gas, Gas, Gas, Petróleo, Gas, Gas

Gas

Empresas de servicio

Petrex, Halliburton, Schlumberger, MIFluids, MI-Swaco, Tuboscope, Continental, Farsur, NBJ, Baker, Smith

Petrex, Halliburton, Schlumberger, MIFluids, MI-Swaco, Tuboscope, Continental, Farsur, NBJ, Baker, Smith

Marlin SAI, Halliburton, Schlumberger, MI-Fluids, MISwaco, Tuboscope, Continental, Farsur, NBJ, Baker, Smith

Marlin SAI, Halliburton, Schlumberger, MI-Fluids, MISwaco, Tuboscope, Continental, Farsur, NBJ, Baker, Smith

Inversión

55.000.000

25.000.000

24.000.000

14.000.000

Información actual

Perforando con trépano de 17.1/2” en 1781m

Montaje 50%

Terminación Pozo RGD-56

Boquerón BQN-

Entre los pozos exploratorios identificados por YPFB Andina están: Sararenda-X1, RGD-82 y BOA-X1. Hasta el 2015 la compañía pretende intervenir 31 pozos y realizar 14 perforaciones. Según YPFB Andina, actualmente esta empresa es la principal productora de crudo, condensado y gasolina del país con una participación del 33%, equivalente a aproximadamente 13.500 barriles diarios de petróleo, condensado y gasolina natural. Respecto a los mercados externos, el 45% del volumen de gas exportado a Brasil corresponde a la producción de los campos de YPFB Andina. En el mediano y largo plazo la compañía ha manifestado su interés por acceder a varias de las 13 áreas reservadas para YPFB Corporación. ▲

Interviniendo pozo

X2

Trabajan en la búsqueda de gas en pozos agotados Parte de la estrategia de YPFB Andina está orientada a la revisión de activos, es decir, buscar gas en pozos que se consideraban “agotados”, según la compañía. El documento indica que los resultados de esta búsqueda fueron existosos, y prueba de ello, es que en el campo Sirari se demostró que aún hay energía en el devónico. Asimismo, en el campo Los Penocos, a través de una técnica de reinyección se logró recuperar un importante volumen de líquidos. El último caso fue en el campo Río

Grande con el pozo RGD-22, que ya fue descubierto en la década de los ‘60, pero que ahora, con la profundización del pozo a 3.669 metros se llegó a la formación Iquiri y se encontró reservas a confirmar de un trillón de pies cúbicos (TCF). De acuerdo a YPFB Andina, en este mismo campo se está trabajando en dos pozos adicionales, uno de ellos nuevo. Según la compañía dependiendo de los resultados obtenidos en este pozo se irá a la segunda profundización para incrementar las reservas de gas en el país.


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petróleo & gas

repsol perforará 4 pozos YPFB CHACO destinará $US 93 mm DURANTE EL 2011

De acuerdo al Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP) 2011 de Repsol Bolivia se tiene previsto perforar cuatro pozos en los campos Margarita - Huacaya, con una inversión de 304 millones de dólares. Se contempla además otras dos intervenciones. Los pozos a perforarse en el campo Margarita y Huacaya tienen previsto alcanzar la formación Huamampampa a una profundidad de 5.500 metros. Los equipos a utilizar son de 3.000 HP de capacidad. Asimismo, los trabajos en estos reservorios están divididos en dos fases. La primera se está desarrollando con la construcción de las facilidades de transporte para el envío de fluidos tratados desde la planta de procesamiento en Margarita hasta la planta de Sábalo. Estos fluidos pasarán por Villamontes para ser entregados al Sistema Nacional de Transporte. En este sentido, la fase 1 recibirá un módulo adicional de procesamiento de gas de 6MMmcd que se sumará a los 2,3 MMmcd producidos actualmente. En la segunda fase se incrementará la capacidad en el área de instalaciones de superficie, se ampliará el colector de producción y se instalará otro módulo de procesamiento de gas de 6MMmcd en la Planta

de Procesamiento. De esta manera la fase 2 alcanzará una producción de 14 MMmcd. Para el proyecto Margarita-Huacaya se contempla una inversión total de 1.400 millones de dólares, 600 millones de dólares para la fase 1 y 800 millones de dólares para la segunda fase que se concluirá en 2013. (DAS).

DATOS Campo: Margarita y Huacaya. Ubicación: Tarija y Chuquisaca. Número de Pozos: 4 perforaciones y 2 intervenciones de pozo. No se contempla ningún pozo para exploración. Profundidad y objetivo : 5.500 mt, formación Huamampampa. Características técnicas del equipo de perforación: Los equipos a utilizar son de 3.000 HP de capacidad. objetivo de proyecto: Gas condensado. Inversión por proyecto de perforación: Se contemplan 76 millones de dólares para la perforación de cada uno de los cuatro pozos.

De acuerdo al Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP) de YPFB Chaco SA, aprobado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la gestión 2011, la inversión programada alcanza los 93.5 millones de dólares para perforación, exploración, desarrollo e intervención de pozos. El PTP de la empresa YPFB Chaco SA señala que para el área de exploración se ejecutará 24.4 millones de dólares en los pozos VGD-X1000, CREX1, PCH-X1004 y CRE-X2. En cuanto, al monto destinado a desarrollo se invertirá 45.9 millones de dólares

en la perforación de 12 pozos (SNQ-22, BBL-12, VGR-13 ST, JNN-3, BBL-15, VGR-37, VGR-38, SRW-8, SRS-9, SRW-9, PNW4 y BBL10). Los planes de desarrollo de la subsidiaria de YPFB Chaco SA incluye intervención y reparación de pozos, para lo que se tiene fijado una inversión de 1.18 millones de dólares en el pozo SNQ-4. Entre los trabajos que realizará la petrolera para la gestión 2011, se presupuestó 19.2 millones de dólares en instalaciones, equipos de planta y campo; 3.9 millones de dólares en sísmica 3D, soporte y otros. (LVO)

PTP GESTIóN 2011 (en $us MM) Perforación Exploración Perforación Desarrollo Intervenciones Instalaciones/Equipos Planta Instalaciones/Equipos Campo Sísmica 3D Soporte y otros TOTAL

PTP Nov 10 23.9 39.8 1.8 3.4 12.9 0.9 3.0 85.7

PTP Feb 11 24.4 45.9 4.0 15.2 0.9 3.0 93.5 Fuente: YPFB Chaco


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petroquímica

Una verdadera oportunidad para Bolivia sería construir una planta de amoniaco y urea, de escala internacional, y colocar el excedente en el mercado brasileño

Carlos Alberto Lopes

experto brasileño proyecta a la industria petroquímica como factor de desarrollo

“Bolivia y brasil deben negociar para evitar sobreoferta de urea y amoniaco” TEXTO: carlos alberto lopes*

Foto: Gas Energy

Tras el anuncio de Petrobras de construir una planta de urea y amoniaco en el medio oeste de Brasil, que sería el mercado natural para la instalación que se proyecta en Bolivia, el autor sugiere que ambos países lleguen a un acuerdo comercial

L

a idea central de este artículo es demostrar que la industria petroquímica posee caracteristicas que permiten su intensa participación en el proceso del desarrollo sostenible de un país. La industria petroquímica es una industria de procesamiento continuo, de elevadas escalas de producción, y se caracteriza por la adición de valores a los derivados del petróleo y del gas. Genera productos dirigidos a los bienes de consumo finales, alcanzando diversos segmentos de la matriz industrial, o sea, la cadena productiva ampliada. Los productos petroquímicos transformados substituyen productos transformados de origen natural, con las ventajas de garantía de escala de producción y de economía energética. Es una industria que está presente de forma muy activa en todos los procesos de desarrollo de los países. Características Es una industria muy intensiva en capital, requiere acceso a la materia prima competitiva, o sea, todos sus productos están con los precios vinculados en el mercado internacional. También es muy sensible a las economías de escala y gama, y la tecnología hace la diferencia en muchos segmentos de la cadena productiva. El mercado es uno de sus principales puntos y tiene que existir las condiciones logísticas para el perfecto flujo de la producción. El establecimiento de sus precios sigue las reglas internacionales, o sea, de los mercados que se llaman “pricemaker”. Lo que pasa es que para que las plantas petroquímicas tengan éxito deben tener escalas de producción internacional y también sus precios en la cadena productiva deben estar alineados con el mercado internacional. La Cadena Productiva Ampliada La petroquímica hace parte de un conjunto de ellos, que son muy importantes para el desarrollo de un país. La idea central puede ser la concepción de complejos petroquímicos muy grandes, que por su complejidad no avanzan, es decir, existe mucha dificultad para poner en marcha. Por otro lado, hay casos en los que lo

Carlos Alberto Lopes

mejor es tener una planta de anclaje. En el caso de Bolivia, que creo podría ser la Planta de Amoniaco y Urea para núcleo de otros desarrollos más adelante. Esta es la forma de garantizar el desarrollo y el aprendizaje necesario para otras plantas petroquimicas. Ventajas Competitivas de un país y aplicación en Bolivia Existen ventajas competitivas naturales o de manufactura. Las naturales son intrínsecas a la región o país. Por ejemplo, el gas natural de Bolivia. La fábrica se establece, por lo general por el Gobierno, por lo que incrementa la competitividad de una actividad económica concreta, por ejemplo, incentivos fiscales, sistemas de crédito, y la ubicación, entre otros. Para la base petroquímica, existen dos factores claves que se consideran esenciales para el establecimiento de esta industria: las materias primas y el mercado. En general en países como Bolivia donde se tiene recursos naturales, en este caso gas natural, este forma parte de una primera fase con la venta de la extracción de caracteres, en los que la recuperación se produce a través de la venta sin transformación para el mercado interno o para exportación. Un paso muy ligado al mercado interno es el uso de energía, es decir, en su forma primaria, sin avanzar en la cadena de producción, para uso residencial, vehicular, hospital, comercial y térmico. Después de esta fase inicial, es natural comenzar a estudiar las mejores formas de agregar valor al gas natural, a lo largo de la cadena de producción. El siguiente paso es el uso del gas como no energético, para lo que es fundamental estar al tanto de las variables y la clase de negocio desde los fundamentos. Existen

características, que son fundamentales para el éxito de esta fase. Para la industrialización del gas como petroquímica se debe tener garantía de suministro de materia prima para períodos suficientemente largos (15 o 20 años), el mercado y la escala de la planta. Considerando que el sector petroquímico está globalizado y que “los responsables de los precios” están en el mercado internacional, es necesario que los precios de las materias primas, así como los productos finales a nivel nacional, estén en línea con los mercados externos. Este concepto es fundamental porque es una industria intensiva en capital que requiere una fuerte inversión. El capital extranjero seguramente se sentirá atraído para complementar el capital local. La oportunidad para Bolivia Para desarrollar una industria petroquímica, como se mencionó anteriormente, dos factores son vitales: materia prima y el mercado. Bolivia tiene gas natural, entonces es una consecuencia lógica, que después de ser un exportador de bien primario, incluya entre las etapas el añadir valor. Este valor añadido se puede desarrollar a través de dos rutas petroquímicas: la química de la química C1 y C2. La química de C2 sobre la base de la reflexión de la pirólisis del etano (que es una fracción del gas natural) apunta a producir etileno, polietileno y una unidad. En este segmento hay una competencia muy feroz con las plantas que entren en operación a partir de los precios del gas natural extremadamente bajos y la creación de grandes excedentes de oferta de productos. A medida que el mercado interno boliviano es aún muy bajo, grandes cantidades se han destinado a la exportación en un momento de exceso de oferta, es decir, precios

de exportación bajos. De todos modos, es importante mencionar que la posibilibidad de una fuerte ciclicidad petroquímica siempre debe ser estudiada y estar presente en la agenda de las negociaciones como una oportunidad permanente, aunque es una oportunidad difícil de hacer económicamente viable. Por otro lado tenemos la química de la C1, que parte del gas natural para la planta de amoniaco y urea y metanol, que son productos petroquímicos “buildingblocks”, o productos claves de anclaje. Una verdadera oportunidad para Bolivia sería construir una planta de amoniaco y urea, de escala internacional y colocar el excedente en el mercado brasileño. Es recomendable comenzar un complejo con una unidad de anclaje. Por otra parte es importante asegurar el flujo entre el 80 y el 90% de la producción para comprobar el equilibrio. Tanto para el suministro de materia prima y la venta de los productos, la compra y la venta deben ser a largo plazo, garantizar el suministro y entrega de productos, y los mecanismos de fijación de precios definidos y vinculados a los mercados externos. Considerando una planta de amoniaco y urea de escala económica, y que las ventas nacionales se quedan cortas, el excedente debe ser enviado principalmente al mercado brasileño. Hago un comentario final sobre el mercado con el objetivo de evitar una concurrencia de depredadores, en base al reciente anuncio de Petrobras que tiene previsto construir una planta de amoniaco y urea en el medio oeste de Brasil, que sería el mercado natural de la planta en Bolivia. Por lo tanto, sería conveniente tener un acuerdo comercial para evitar un exceso de oferta de productos. ▲ * Socio Director de Gas Energy

Inversiones previstas para una planta de amoniaco y urea de clase mundial INVERSIÓN (Millones de dólares)

Amoniaco Urea (600 mil t/a)

Total

(1.100 mil t/a)

ISBL

285,2

168,4

453,5

OSBL

79,4

41,8

121,3

364,6

210,2

574,8

91,2

52,5

143,7

455,8

262,7

718,5

43,3

25,3

68,7

Costo Total de la Planta

Otros Costos del Proyecto Inversión Fija del Proyecto Gastos Financieros Capital de Trabajo Inversión Total

16,5

13,5

29,9

515,6

301,5

817,1 Fuente: Gas Energy


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Luiggi Guanella - presidente del Consejo de Administración de CRE

TEXTO: doria añez s.

¿En qué condiciones recibe la administración de la Cooperativa Rural de Electrificación, CRE? Recibo una cooperativa sólida en lo administrativo, técnico y económico, con una reputación bien ganada y reconocida internacionalmente. ¿Cuáles son los desafíos al asumir el cargo de presidente del Consejo de Administración? El reto número uno sigue siendo aumentar la cobertura del servicio, estamos en un 83% y lo que falta por hacer es lo más difícil. Son comunidades pequeñas, alejadas que no se las pueden integrar al tendido convencional de algún sistema aislado. El desafío consiste en buscar otras alternativas como las energías renovables, por ejemplo. ¿Bajo qué políticas basará su gestión? CRE tiene un plan estratégico, con definición de misión, visión, principios y valores, que marcan nuestro norte. Allí están definidos los grandes objetivos que apuntan a liderar el desarrollo social y agroindustrial de Santa Cruz. ¿Cómo está la salud financiera de la Cooperativa? De acuerdo al balance auditado al 31 de diciembre de 2010 todo está en orden. Existe una deuda corriente que representa una mínima parte del patrimonio institucional. Esa es una señal clara que las cosas se están haciendo bien, velando por el interés de una institución que es patrimonio de Santa Cruz. ¿Las rebajas tarifarias dispuestas por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), son sostenibles para CRE? Hasta ahora han primado los criterios técnicos y económicos para determinar las tarifas, además de la buena voluntad de todos los agentes del sector eléctrico para hacer ajustes que benefician a los más necesitados. A nosotros particularmente como institución nos interesa tener las tarifas más accesibles posibles sin poner en riesgo la continuidad y la calidad del servicio. ¿ Cuáles son los principales proyectos que impulsará la Cooperativa? Integrar eléctricamente el departamento de Santa Cruz. Algunos sistemas aislados

ELECTRICIDAD

Luiggi Guanella, presidente de la Cooperativa Rural de Electrificación

cre: “la ae tiene parado el proyecto yane 1 desde 2009” Pese a que el proyecto “Yane 1” tiene todos los estudios y gestiones concluidas, no avanza hasta hoy porque la AE no define si el bagazo es un recurso natural o artificial. Foto: CRE

Uno de los principales proyectos es integrar eléctricamente el departamento de Santa Cruz

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economista Luiggi Guanella Iriarte, tiene 36 años, es economista de profesión, graduado de la universidad Católica Boliviana de La Paz. Realizó su especialización en la escuela de negocios INCAE en San José de Costa Rica, donde se recibió como Máster en Administración de Empresas.

han crecido lo suficiente y ya no pueden ser atendidos con una sola central de generación, por lo que es necesario que pasen a ser parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para satisfacer la demanda creciente con la calidad y la continuidad exigidas por ley. Tal es el caso de Las Misiones y de los Valles cruceños. Son proyectos muy grandes que exigen la participación de los órganos de gobierno vinculados al sector. También existe una preocupación por densificar nuestras líneas, es decir que se conecten más consumidores. Ya tenemos un programa, Conexión Cooperativa Solidaria, que hasta la fecha ha conectado más de 5.000 hogares de condiciones precarias. En energía renovable, ¿Cuál es el estado de los proyectos de generación con bagazo de caña e instalación de un parque eólico? CRE, con la finalidad de aumentar la capacidad de generación y brindar mayor confiabilidad en el suministro eléctrico del SIN, está desarrollando la planta de generación Yane-1, que consiste en la inyección de 35 MW producidos con bagazo de caña en la zona del norte integrado. El proyecto se encuentra con todos los estudios y gestiones concluidas, sin embargo, desde febrero de 2009 la Autoridad de Electricidad tiene parado el proyecto, porque no define si el bagazo es un recurso na-

El nuevo presidente de CRE considera que la rebaja tarifaria no debe poner en riesgo la continuidad y calidad del servicio.

tural o artificial. En una segunda etapa, enfocándonos en el mediano o largo plazo, existe el proyecto de un parque eólico de 20MW en los alrededores de la ciudad de Santa Cruz. En este sentido, en el año 2009 se realizó un estudio de pre-factibilidad, mostrando que para implementar generación con viento es necesaria la obtención de importantes incentivos económicos que viabilicen la inversión. ▲

El reto número uno sigue siendo aumentar la cobertura del servicio eléctrico. ahora estamos en un 83% y lo que falta por hacer es lo más difícil, puesto que se debe llegar a comunidades pequeñas y alejadas


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1 al 15 de Abril | 2011

Foto: Eduardo Zabala/ Reporte Energía

Foto: Eduardo Zabala/ Reporte Energía

eventos

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Presentación de nuevo servicio. La telefónica Tigo dio a conocer el sistema de giros electrónicos para enviar dinero a través del celular. En el lanzamiento estuvieron presentes invitados especiales y representantes de la empresa.

Foto: Cormaq

SEMINARIO. Kieffer y Asociados organizó el “Seminario sobre seguros de caución y todo riesgo de construcción y montaje”. Durante la segunda jornada estuvieron presentes, Leo Fleig (izq), Erika Ardaya (centro), Andrés Barbery (centro) y Andrés Kieffer (der).

CAPACITACIÓN. Cormaq realizó cursos sobre ventas y servicio al cliente de su marca ‘Eterna’, nueva línea de productos para el procesamiento de alimentos en general. De esta manera inauguró su Centro de Capacitación. El personal de la compañía recibió el entrenamiento en ventas de la asesora técnica comercial de la marca, Daniela Oliveira.

Representación. La empresa Seguridad Integral Contra Fuego (Sicfu) representará los productos de la marca Securiton, dedicada al desarrollo de tecnologías de prevención contra incendios. En el cóctel de presentación del convenio, asistieron Ferriccio Cerruti (izq), Enrique Bruno (centro) y Mimmo Micali (der), entre otros invitados.

ARTE SIMMER



Reporte Energía Edición N° 54