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Foto: CRE

electricidad

SISTEMAS AISLADOS A DIÉSEL GENERAN ELECTRICIDAD CARA Y DAN SUMINISTRO DEFICIENTE Según la AE entre los problemas más frecuentes de los sistemas aislados están la poca capacidad técnica, desconocimiento de la norma, poca inverP. 6-7 sión y retraso en adecuación de sistemas.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 55 Del 16 al 30 de Abril de 2011 Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

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

Foto: Franco Centellas / Reporte Energía

DESTACADO

petróleo & gas

YPFB PETROANDINA ALISTA INICIO DE SEGUNDA FASE EN TIMBOY X-2 El ingreso a la serranía Aguaragüe está prevista para mayo de acuerdo al plan de YPFB Petroandina SAM. La APG sostiene que la petrolera no tiene ingreso para realiP. 18 zar trabajos hidrocarburíferos. energías alternativas

NO HAY QUIEN SE RESPONSABILICE POR TRABAS A PROYECTO YANE 1 El sistema de generación eléctrica en base a bagazo de caña tiene licencia ambiental y de funcionamiento, pero está parado desde 2009. La AE y el Ministerio de AmP. 5 biente deslindan responsabilidad.

YPFB Logística ganó el primer lugar de la copa p. 8-11 Sinergia el país mantiene potencial hidrocarburífero

p. 12-15

bolivia requiere nuevos mercados e inversión privada para sumar reservas Tomando en cuenta que los 9,94 TCF de reservas probadas de gas solo alcanzan para cumplir compromisos externos e internos hasta 2021, expertos señalan que se debe incentivar a las petroleras para que perforen pozos exploratorios a fin de añadir reservas. YPFB y subsidiarias asumen en solitario esta tarea.

A

ntes de planificar venta de gas a nuevos mercados, se debe convertir las reservas probables (P2) y posibles (P3) a probadas, perforando para descubrir nuevos reservorios, sugieren analistas nacionales y del exterior del país. Por su parte la empre-

sa estatal petrolera utiliza la suma de P1+P2+P3 para garantizar el cumplimiento de contratos, exportación y demanda interna. Para la CBHE, el problema no son las reservas, sino el cómo hacer sostenible el sector más allá del 2019 o 2026.


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Expertos en petroquímica ven viabilidad de proyectos en Bolivia

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EDITORIAL

YPFB TRANSPORTE CONCLUYÓ acueducto en 28 días

sinergias

asume nueva directiva del comité boliviano - bocier El capítulo boliviano Bocier de la Comisión de Integración Energética Regional (Cier) eligió a su directiva para la gestión 2011-2013. De esta manera, Miguel Aramayo de la Transportadora de Electricidad (TDE) y René Ustariz de la Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica de Cochabamba (Elfec) fueron designados como presidente y vicepresidente del Bocier respectivamente. El Bocier forma parte del Cier, que está conformado por las entidades y empresas del sector energético de Sudamérica.

Comisión rusa y YPFB se reunirán el 26 de abril Una comisión de altos ejecutivos de la empresa rusa Gazprom GP Exploración y Producción S.L. llegará a Santa Cruz el 26 de abril para reunirse con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), informó la compañía. Los principales ejecutivos de Gazprom continuarán con las negociaciones para la conformación de una Sociedad Anónima Mixta (SAM) en la exploración en el bloque Azero. La petrolera rusa espera lograr avances importantes y consensuar temas relativos a los aportes en función a la participación accionaria en la SAM, entre otros temas.

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Planta ‘Rafaela’ utilizará 360.000 m3/mes de gas natural

Califican de exitosa primera versión de Expologística

LO ÚLTIMO YPFB Transporte culminó ‘en tiempo récord’ las obras para el acueducto La Paz que devolvió el suministro de agua a 300 mil personas que fueron afectadas por el deslizamiento de febrero, según un boletín de la compañía. En este sentido, Christian Inchauste, presidente de la transportadora destacó el apoyo de Empresa Pública Social de Agua y Saneamiento (Epsas), alcaldía de La Paz y ejército de Bolivia, quienes junto a YPFB Transporte unieron esfuerzos para llevar adelante este proyecto. La obra tuvo un costo de 750 mil dólares .

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YPFB Chaco hará sísmica 3D en bloque Chimoré

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

YPFB Logística y YPFB Chaco fueron ganadores de premios Sinergia

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Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

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Foto: Archivo

16 al 30 de Abril | 2011 Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

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El evento realizado por las subsidiarias de YPFB Corporación, denominado “Sinergia”, demuestra una vez más que los profesionales bolivianos están a la altura de los estándares de la industria a nivel mundial y las empresas subsidiarias de la corporación YPFB, continuan demostrando interés en la mejora continua. Los más de quince proyectos presentados para participar en la Copa Sinergia 2011, representan esfuerzos y logros empresariales que cumplen con los requisitos de ser novedosos y de marcado beneficio para las propias empresas, lo que redunda en beneficio para el país. La investigación científica, el desarrollo de proyectos de optimización de procesos ó el fortalecimiento de las estructuras corporativas, forman parte de la visión con que se han encarado cada uno de los proyectos que entraron a competir en el evento que no busca otra cosa que incentivar a los funcionarios y las empresas a superarse a sí mismas. Ahora bien, es hidalgo reconocer que estos logros no se habrían alcanzado, si tanto los funcionarios como la cultura empresarial no hubiera estado marcada por

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

el valioso know how transferido por empresas de porte mundial que apostaron por Bolivia en el pasado y no escatimaron esfuerzos en fortalecer el componente de recursos humanos de las empresas, con lo que se elevó el nivel de calidad de técnicos y profesionales que se pusieron a la par de cualquier país del mundo con actividad hidrocarburífera. Recordemos que los funcionarios de empresas como Petrobras, Repsol, Pan american, BP, BG, Vintage, Pluspetrol, Shell u otras muchas, de talla global, invierten grandes recursos en perfeccionar las aptitudes y habilidades de sus empleados, ampliando sus fortalezas académicas con experiencia probada, lo que arroja resultados altísimamente positivos en el balance final, porque un funcionario motivado, formado y en un buen ambiente laboral es capaz de alcanzar las metas y los objetivos corporativos con mayor facilidad que aquellos que no cuentan con estas condiciones. Es por eso que destacamos el evento realizado por YPFB estos días, dada la necesidad de establecer fuertes sinergias entre las subsidiarias, a fin de optimizar

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costos y beneficiar al país con sus logros y resultados. Cabe destacada mención el proyecto de “Reducción de mermas en el poliducto Sucre-Camiri”, presentado por la empresa subsidiaria YPFB Logística (aún llamada CLHB Nacionalizada), que superó el grave problema que significa para el sistema de ductos y la relación proveedor-cliente, además de su impacto ambiental, la pérdida de hidrocarburos líquidos en ductos antiguos. Su recuperación, bajando las pérdidas de 12 a 3 millones de litros, con un éxito de 75% de reducción de mermas, gracias a las operaciones de reparación y optimización del sistema de transporte, dio resultados económicos positivos al final de la gestión. Iniciativas como éstas deberían institucionalizarse en todas las áreas de la corporación YPFB. Por ejemplo debería empezarse con la aplicación de nuevos sistemas de gestión y gobierno electrónico en todo el sistema YPFB, desde Casa Matriz hasta la última estación, además de optimizar sus sistemas administrativos que elevarán la transparencia y le harán ganar en calidad y recursos al país. ▲

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la ley dice que las distribuidoras pueden generar energía eléctrica hasta un 15% de la cantidad de energía que distribuyen pero deben hacerlo con energía renovable

Roberto Soto-consultor de One Carbon / PDD de Guabirá Energía

sistema de generación con bagazo de caña paralizado desde 2009

nadie asume responsabilidad por freno a proyecto yane-1 La implementación de la planta de generación eléctrica renovable a partir del bagazo de caña no avanza por trabas burocráticas, pese a que tiene licencia ambiental y de funcionamiento. TEXTO: doria AÑEZ S.

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l proyecto de instalación de la planta de generación eléctrica renovable Yane-1, que pretende obtener energía a partir del bagazo de caña, se encuentra parado desde 2009 y no hay quien se responsabilice por las trabas que retrasan esta iniciativa, constató Reporte Energía en una investigación especial. Yane-1 ubicado en los predios del ingenio azucarero Unagro, localidad de Mineros en el departamento de Santa Cruz, tenía contemplado inyectar 35 MW al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Sin embargo, hasta la fecha el proyecto no avanza. Según la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), el proyecto Yane-1 está parado hacen dos años porque la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) no define si el bagazo es un recurso natural o artificial. Por su parte, la AE manifiesta que otorgó a CRE la licencia provisional para realizar el estudio de la central Yane-1 mediante Resolución Nº 131/2010 de 22 de abril de 2010. Además, señala que la Cooperativa cumplió con la entrega del resumen ejecutivo del proyecto. Sin embargo, AE aclara que actualmente

debe realizarse la evaluación sobre la categorización del bagazo como recurso natural renovable y que es atribución del Ministerio de Medio Ambiente y Agua (MMAyA) a través del Viceministerio de Medio Ambiente Biodiversidad y Cambios Climáticos dar una definición al respecto. Consultado sobre el tema, en la Dirección de Medio Ambiente y Cambio Climático, dependiente del Ministerio del ramo, se aclaró que la definición sobre la naturaleza del bagazo de caña es de competencia de la Secretaría de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz. Sin embargo, se dijo también que ya enviaron la respuesta a la AE. Por su lado, la asesora legal de la Secretaría de Medio Ambiente de la Gobernación cruceña, Bertha García, confirmó que emitieron una licencia ambiental en fecha 5 de abril de 2010 para la central Yane-1. Pese a que en la AE insisten en que el Ministerio de Medio Ambiente y Cambio Climático debe ser el ente que defina el tema del bagazo de caña, en un documento al que tuvo acceso Reporte Energía, se menciona que se “aguardó respuesta del Viceministerio de Medio Ambiente y Cambio Climático a consultas anteriormente cursadas a dicha repartición estatal, en relación a si la biomasa proveniente del bagazo de caña, se considera un recurso natural renovable, decisión

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energías alternativas OPINIones Roberto Soto, consultor de One Carbon/Guabirá Energía

“la caña es un recurso natural renovable”

proyecto. Planta de generación eléctrica renovable Yane-1 ubicación. Localidad de Mineros, provincia Obispo Santistevan (Santa Cruz) capacidad. 35MW ENERGÍA ANUAL. 150.000 MWh inversión. 20 millones de dólares REDUCCIÓN DE EMISIONES. Al ser un proyecto para generar energía eléctrica a partir del bagazo de caña, se estima que evite la emisión de 70.500 t/año de CO2.

La ley dice que las distribuidoras pueden generar electricidad hasta un 15% de la cantidad de energía que distribuyen, pero debe ser proveniente de recursos renovables, por ejemplo, el agua. El agua es un recurso natural renovable pero tiene un desgaste. Se sabe que se está terminando, entonces, hay que pedir un permiso especial al Congreso o a la Asamblea Plurinacional. En cambio, la caña de azúcar es algo que se planta, es renovable, no tiene un final ni se agotará en un futuro cercano. ¿Por qué dejaron que Guabirá implemente su proyecto y no le permiten a Unagro-CRE desarrollar el suyo? Es una buena pregunta no para mí sino para la AE.

informada a CRE el 29 de julio de 2009”. Y se añade que “ el 8 de octubre de 2009, se recibió la respuesta del Viceministerio de Medio Ambiente, Biodiversidad y Cambio Climático...”. Según el presidente de CRE, Luiggi Guanella, la central eléctrica Yane-1 tiene concluida las fases de estudios, diseño final, licencia ambiental, financiamiento, ingeniería de detalle, elaboración de pliegos, registro de nombre y obras civiles. Al respecto el gerente de Unagro, Marcelo Fraija, manifestó que Yane-1 “está en cuarto intermedio”, porque esperan que las leyes viabilicen el uso del bagazo de caña en la producción de energía eléctrica.

En este tema, el consultor de One Carbon, empresa para el Diseño del Documento del Proyecto, (PDD por sus siglas en inglés) de Guabirá Energía, Roberto Soto, dijo que lo importante no es definir la naturaleza del bagazo de caña, sino la producción de energía. Acotó que el bagazo de caña debe ser conceptuado como un residuo orgánico de un proceso industrial, “el bagazo viene de la caña de azúcar y es un producto natural renovable”. Yane-1 es un proyecto impulsado por la CRE en convenio con la Corporación Unagro. La planta de generación eléctrica tiene previsto evitar la emisión anual de 70.500 toneladas de dióxido de carbono (CO2). ▲

$US 20 mM de inversión


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Electricidad

a mayor distancia DE LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN, MAYOR ES LA INVERSIÓN. pOR ELLO, SE DEBE ANALIZAR OTRAS FORMAS DE GENERACIÓN BARATA, MANTENIENDO EL SISTEMA AISLADO

Sergio Castellón, gerente de Sistemas Aislados de Ende

Suministro en Bolivia

pese a subvención de diésel, los Sistemas generan electricidad cara y suministro

En el país existen 32 sistemás eléctricos aislados. La mayoría de ellos genera electricidad a diésel o gas natural. El costo de la g MWh, la termoeléctrica suma 35.55 $us/MWh y la hidroeléctrica es de 42.83 $us/MWh, es decir, es más barata. SISTEMAS AISLADOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN BOLIVIA

TEXTO: Paola méndez l.

Cobija: Empresa Nacional de Eletricidad 8,91 mw Diesel Oil

L

os sistemas aislados de generación eléctrica que operan en el país tienen tarifas elevadas pese a la subvención del diésel que consumen y su suministro es deficiente, limitando el acceso al servicio y la ampliación de su cobertura, indicó la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE). Según el ente regulador, entre los problemas más frecuentes que se registran en los sistemas aislados del país, se encuentra la poca capacidad técnica e inversión, desconocimiento de normas y el retraso en la adecuación de los sistemas. En cuanto a los costos de generación eléctrica de turbinas que funcionan a diésel, la entidad reguladora indicó que el precio de generación a diésel es de 65 $us/MWh, mientras que en el 2010 el precio de generación termoeléctrica fue de 35.55 $us/ MWh y el de generación hidroeléctrica alcanzó los 42.83 $us/MWh. Respecto a los requisitos que se necesitan cumplir para que un sistema aislado de generación eléctrica pase al Sistema Interconectado Nacional (SIN), la AE señaló que no es posible establecer una cantidad de usuarios que justifique el cambio, debido a que el análisis global debe considerar además la longitud de la línea, el voltaje del SIN y del sistema aislado, y la disponibilidad de combustible de la región. Un caso de estudio que tiene que ver con la conveniencia o no de pasar un sistema aislado al SIN se registra en la línea de interconexión eléctrica Caranavi - Trinidad, proyecto cuya implementación dejó dudas en el sector. Según la AE, los niveles de tensión de operación y la inversión fueron elevados, pero la interconexión es técnicamente inviable porque se presentan problemas de operación eléctrica en corriente alterna. Por su parte, Sergio Castellón, gerente de Sistemas Aislados de la Empresa Nacional de Electricidad (Ende), explicó que la empresa estatal únicamente tiene bajo su responsabilidad este tipo de generación en Cobija. En este marco, Castellón dijo que el sistema aislado en Cobija se encuentra alejado del Sistema Eléctrico Nacional y que el costo de la interconexión es muy representativo, por lo que no se consideró realizar esa inversión.

Cachuela Esperanza: Cooperativa de Servicios Eléctricos 31 de Mayo Ltda. 0,19 mw Diesel Oil

EL Carmen: Cooperativa de Servicios Eléctricos El Carmen Ltda. 0,10 mw Diesel Oil

Ixiamas: HAM (Ixiamas) 0,50 mw Diesel Oil

Santa Ana: Cooperativa de Servicios Yacuma Ltda. 2,52 mw Diesel Oil

Tumopasa: Cooperatica de Servicios Eléctricos Tumupasa Ltda. 0,12 mw Diesel Oil

Magdalena: Cooperativa de Servicios Públicos Magdalena Ltda. 0,91 mw Diesel Oil

Santa Rosa: Cooperativa de Servicios Públicosde Santa Rosa Ltda. 1,39 mw Diesel Oil

San Buenaventura: Servicios Eléctricos San Buenaventura S.A. 0,79 mw Diesel Oil

Guayaramerín: COOPERATIVA DE SERVICIOS ELÉCTRICOS DE GUAYARAMERIN LTDA. 3,83 mw Diesel Oil

Riberalta: Cooperativa Eléctrica Riberalta Ltda. / SECCO Energía Bolivia S.A. 6,15 mw Diesel Oil - Biomasa

Rurrenabaque: Cooperativa de Luz Rurrenabaque 1,58 mw Diesel Oil

Baures: Cooperativa de Servicios Baures Ltda. 0,29 mw Diesel Oil

Huacaraje: Cooperativa de Servicios Eléctricos Huancaraje Ltda. 2,52 mw Diesel Oil

Reyes: Cooperativa de Servicios Electricos Reyes Ltda. 1,28 mw Diesel Oil

Moxos: Cooperativa Moxos Isireri 1,48 mw Diesel Oil

Bella Vista: Cooperativa de Luz Ltda. 0,20 mw Diesel Oil

San Ignacio de Velasco: Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. 4,05 mw Diesel Oil Las Misiones: Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. 9,20 mw Gas Natural

Monteagudo: Cooperativa de Servicios Públicos Monteagudo 2,89 mw Diesel Oil

Valles Cruceños: Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. Chiquitos: 5,98 mw Cooperativa Rural de Gas Natural Electrificación Ltda. 3,84 mw Gas Natural

Charagua: Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. 0,80 mw Gas Natural

Camargo: Cooperativa de Servicios Camargo G\E Ltda. 0,80 mw Diesel Oil - Gas Natural

El Puente: Servicios Eléctricos de Tarija 0,90 mw Diesel Oil - Gas Natural

Camiri: Cooperativa Rural de Electrificación 3,85 mw Gas Natural

Entre Ríos Servicios Eléctricos de Tarija 1,20 mw Diesel Oil - Gas Natural

Tarija: Servicios Eléctricos de Tarija / SECCO Energía Bolivia S.A. 31,90 mw Gas Natural - Gen. Hidroeléctrica

German Busch: Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. 12,90 mw Diesel Oil

Bermejo: Servicios Eléctricosde Tarija 5,70 mw Diesel Oil - Gas Natural

Villamontes: Servicios Eléctricos de Tarija 3,60 mw Diesel Oil - Gas Natural

Yacuiba Servicios Eléctricos de Tarija / SECCO Energía Bolivia S.A. 10,70 mw Gas Natural Fuente: Elaboración propia en base a datos de AE

Finalmente, el ejecutivo de Ende puntualizó que la limitación para que un sistema aislado se interconecte al SIN está enmarcada en las condiciones geográficas del lugar donde se encuentre la población. “Mientras más alejada de la línea de interconexión esté el proyecto mayor es la inversión. Por ello, se debe analizar otras formas de generación barata manteniendo el sistema aislado”, subrayó el ejecutivo. A su vez Mario Carmelo Paz, gerente ge-

neral de la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), sostuvo que todos los sistemas aislados por su escala son deficitarios y no podrían operar sin el aporte y subsidio del área integrada. También indicó que en este tipo de sistemas se realizan grandes inversiones en construcción de líneas eléctricas en media tensión (MT) para llegar a comunidades alejadas alrededor del país con baja densidad de consumidores en comparación con el

área integrada. Sin embargo, Paz explicó que los sistemas aislados sirven para responder a las necesidades energéticas de diferentes provincias del país. En Bolivia, los sistemas aislados son sistemas eléctricos que no están conectados al SIN. Proveen electricidad a comunidades aledañas y utilizan gas natural y diésel como combustible. Actualmente existen 32 sistemas aislados en el país. ▲


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El único sistema que todavía usa diésel es velasco, porque en su momento no obtuvimos la autorización de la autoridad competente para implementar un gasoducto virtual

“ Foto: CRE

Cooperativa Rural de Electrificación (CRE)

aislados deficiente

La Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) decidió universalizar los beneficios de la regulación en todas las empresas que operan los denominados “Sistemas Aislados Menores” en Bolivia con el propósito de proteger los derechos que tienen los usuarios. De acuerdo a la AE, para ejercitar un control permanente sobre el servicio de electricidad esta entidad reguladora firmó con los operadores -empresas y/o cooperativas de distribución- contratos de adecuación a la Ley de Electricidad No1604. A partir de este compromiso, la AE exige al agente eléctrico el cumplimiento de condiciones que tienen que ver con el registro de fallas que pueden tener a través del sistema “Centinela”, que vigila a distancia que el servicio llegue en condiciones óptimas. “La CPE ha establecido como un derecho el acceso al servicio público de electricidad”, enfatiza la AE. El propósito de la AE es regular, controlar y fiscalizar las actividades de la industria eléctrica con participación y control social, garantizando los intereses y derechos de los consumidores.

ELECTRICIDAD OPINIón Rafael Alarcón, docente de Ingeniería Eléctrica de la UMSS

“Es imposible llegar a algunas poblaciones” La generación de electricidad a través de sistemas aislados es más cara por el tipo de combustible que se utiliza. Pese a que para la generación el diésel es doblemente subvencionado la energía sigue siendo cara y esa es una de las grandes deficiencias de tener generación en base a este combustible en el país. Es de conocimiento público que el diésel para el mercado interno se vende a 3,72 bolivianos, pero para la generación eléctrica tiene un costo de 1,10 bolivianos. Los problemas de generación se ven afectados por el total de la carga. Sin embargo, en el Sistema Interconectado Nacional por la cantidad de máquinas existentes una falla de generación no afecta al sistema eléctrico en general. Esa es una de las ventajas de estar conectado al SIN. Por otro lado, está el tema de la logística que se utiliza para llevar el combustible a Pando donde las condiciones de infraestructura son muy deficientes, por lo que no son las más aconsejables, e inclusive, hay poblaciones en las que resulta imposible llegar.

Foto: Archivo reporte Energía

generación a diésel es de 65 $us/

AE UNIVERSALIZA BENEFICIOS DE LA REGULACIÓN

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CRE atiende a 9 provincias del departamento a través de la red troncal, mas los sistemas aislados de generación

CRE CAMBIÓ GENERADORES DE DIÉSEL por MÁQUINAS a GAS La Cooperativa de Electrificación Rural (CRE) califica como uno de sus mayores logros el haber cambiado todos sus generadores a diésel por máquinas que consumen gas para aportar a la generación de electricidad más barata, a través de sistemas aislados. “El único sistema que todavía usa diésel es Velasco, porque en su momento no obtuvimos la autorización de la autoridad competente para implementar un gasoducto virtual que permita abastecer a la planta”, señala un documento proporcionado a Reporte Energía por la cooperativa cruceña. Respecto a los costos de generación eléctrica de turbinas que funcionan en base a diésel, CRE sostuvo que la energía producida resulta más cara que la que proviene del gas o de una planta hidroeléctrica. Por otro lado, a diciembre de 2010, en los seis sistemas aislados de CRE se aten-

Sistemas en Santa Cruz las misiones. Incluye las provincias Ñuflo de Chávez y Guarayos. cordillera y el sub sistema charagua. Llega a la provincia Cordillera. Velasco. Construido en Velasco. Germán Busch. Llega a la provincia Germán Busch. Valles. Incluye las provincias Manuel María Caballero, Florida y Vallegrande. Chiquitos. Llega a la provincia San José de Chiquitos.

dieron a 53.525 viviendas –socios/consumidores-, por lo que se estima cuentan con el servicio de energía eléctrica aproximadamente 267.000 habitantes del área rural. Actualmente CRE cuenta con seis sistemas aislados que atienden a nueve provincias del departamento de Santa Cruz.


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petróleo & gas copa sinergia 2011

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ediante el premio Sinergia, YPFB Corporación reconoció el esfuerzo que realizan sus empresas subsidiarias en la cultura de la mejora continua en sus procesos y estándares de operación para ser replicados en otros ámbitos de la compañía. La organización de Sinergia este año estuvo a cargo de YPFB Chaco, que armó la estructura del concurso y de establecer sus bases. En el evento participaron 12 equipos en la categoría finalistas y 15 equipos en la categoría póster, que fueron seleccionados de un total de 96 trabajos inscritos por las compañías: YPFB Chaco, YPFB Transporte, YPFB Refinación, YPFB Aviación, GTB, YPFB Andina y YPFB Logística. El Comité Evaluador de YPFB Corporación estuvo integrado por su equipo de gerencia y jurados externos, quienes seleccionaron de los 12 equipos finalistas en las categorías de póster, stand, presentación y proyecto del año. El premio como mejor póster fue para el equipo “Kalidoscopio” de la subsidiaria YPFB Chaco. El proyecto viabilizó el proceso de consulta y participación en el municipio de Cabezas, trabajando de manera coordinada con YPFB Casa Matriz, Asamblea del Pueblo Guaraní y Ministerio de Hidrocarburos y Energía. La categoría mejor stand fue para YPFB Chaco, con el equipo “Walisuma, Dale luz verde a la vida”. El stand mostró a través de señales de tránsito y una maqueta la importancia de la seguridad vial con el objetivo de crear conciencia para disminuir los accidentes viales. La mejor presentación y proyecto del año recayó en el equipo “Ductitos en acción” de YPFB Logística. El proyecto Reducción de mermas elevadas por transporte de hidrocarburos en el Poliducto Camiri – Sucre, mostró el resultado del trabajo en equipo siguiendo los procesos de gestión de calidad y mejora continua. La empresa logró bajar las mermas hidrocarburíferas de 12 a 3 millones de litros de un total de 750 millones de litros transportados. ▲

Se premió a los proyectos más sobresalientes de YPFB Participaron siete empresas subsidiarias de YPFB Corporación con sus mejores proyectos. YPFB Logística ganó la Copa Sinergia y YPFB Chaco los premios póster y mejor stand. Fotos: Eduardo Zabala B. / Reporte Energía

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

El evento Sinergia de YPFB Corporación se realizó el pasado 12 de abril en Santa Cruz de la Sierra. Participaron siete subsidiarias de la compañía.

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fotos 1. Mejor stand: “Walisuma” de YPFB Chaco. Eidy Catalá, Verónica Paz y Lucía Coca. 2. Mejor presentación y proyecto del año: “Ductitos en acción” de YPFB Logística, Alfredo Gallardo, Franco Ramos, Wilbert Pérez, y Willy Poeta. 3. Mejor póster: “Kalidoscopio” de YPFB Chaco. Fue destacada la participación de la APG, a través de Nelson Bartolo, en el equipo.

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El sistema Control Integral de Stock permite controlar operaciones de almacenaje en todos los aeropuertos del país en línea y tienen incorporadas mejoras sustanciales

YPFB Aviación

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petróleo & gas

OPTIMIZACIÓN DE RESERVAS A TRAVÉS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SRS-8 EN EL ÁREA DE SANTA ROSA de YPFB Chaco s.a. Debido a la declinación de la producción de hidrocarburos en los pozos existentes en el área Santa Rosa y los compromisos vigentes de entrega de gas al mercado argentino, el equipo de Santa Rosa E&D tomó el desafió de perforar y completar un pozo en el campo Santa Rosa, el cual incrementó las reservas e incorporó las reservas clasificadas como P2 a reservas probadas P1. Las mejoras introducidas en el pozo SRS-8 consisten en la implementación de baleos con técnica tipo Shoot and Pull.

Protección al gasoducto de gas Transboliviano S.A. Antes de encarar el proyecto de protección al gasoducto en el cruce del Río Grande, y como medida de emergencia y de contingencia se construyeron soportes tipo H y estructuras metálicas para sujetar al gasoducto con el propósito de atenuar la energía del cauce y evitar la erosión en la rivera Oeste. El 2007 fue implementado el proyecto después de los cálculos de resistencia de los pilotes y actualmente el ducto está protegido contra cualquier impacto que el río pueda tener sobre la tubería expuesta.

INCREMENTO DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE MEDIANTE APLICACIÓN DE MEJORADOR DE FLUJO de YPFB TRANSPORTE S.A. El proyecto aplicó sistemas de inyección dosificada de agentes reductores de fricción (polímeros) al interior de los oleoductos de los campos de producción de hidrocarburos líquidos en la región sur, con la finalidad de hacer circular un mayor caudal con la misma energía de bombeo. De manera innovadora se desarrolló un equipo portátil “mecánica nacional”, diseñado y fabricado íntegramente por un equipo multidisciplinario de la empresa.

PROYECTO PAM S.C. DE YPFB REFINACIÓN S.A. Es un plan de Seguridad y Responsabilidad Social con conceptos globales de gestión de riesgos para resguardar a más de 219 familias que viven alrededor de las instalaciones de la refinería Guillermo Elder Bell, con el objetivo de prevenir accidentes de gran magnitud. En este análisis se reveló un problema y al mismo tiempo una gran oportunidad de mejora, para lo cual sugieren interactuar con todas las empresas de la zona, además de las instituciones privadas y públicas llamadas a brindar la primera respuesta a estos eventos.

maximizando la cadena de valor del glp de YPFB TRANSPORTE S.A. La compañía conjuntamente con YPFB y sus subsidiarias analizaron alternativas para minimizar o contrarrestar el déficit en la oferta de GLP. Se identificó la necesidad de utilizar temporalmente el tramo Carrasco – Víbora del Oleoducto Norte Santa Cruz 1 (ONSZ-1) para transportar aproximadamente 9 MMpcd (Millones de pies cúbicos por día) de gas natural desde el campo Víbora hasta la planta Kanata de YPFB Chaco. El procesamiento adicional de 9 MMpcd permitió alcanzar una producción incremental de GLP cercana a las 22 t por día.

DESARROLLO WEB DEL CONTROL INTEGRAL DE STOCK (CIS) DE YPFB AVIACIÓN S.A. El sistema Control Integral de Stock (CIS), está adecuado a las necesidades de información de la empresa. La empresa COGNOS fue la encargada de su programación y desarrollo. El sistema Control Integral de Stock (CIS) ahora permite controlar las operaciones de almacenaje en todos los aeropuertos del país en línea y tienen incorporadas mejoras sustanciales que han mejorado la experiencia de los usuarios ya que entre otras cosas, el sistema está en español.


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Fotos: Eduardo Zabala B. / Reporte Energía

petróleo & gas

IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE GESTIÓN DE MEDICIÓN DE GTB S.A. El proyecto permite asegurar que los equipos y procesos de medición se encuentren dentro de un estándar de clase mundial. Este proceso duró cinco años, para el análisis de la norma ISO-10012 mediante cursos y capacitaciones, al cabo de ese tiempo y luego de numerosos métodos de evaluación de todos los cambios generados, se logró obtener la certificación de las estaciones de medición y transferencia de custodia de Río Grande, Chiquitos y Mutún en la norma ISO-10012. Este logro fue reconocido por sus clientes y luego por organismos internacionales como Inmetro (Brasil), CT-GAS (Brasil), Agencia Nacional de Petróleo y Gas (Brasil) e Ibmetro (Bolivia).

CONFIABILIDAD EN LA INFORMACIÓN DE YPFB REFINACIÓN S.A. El equipo de trabajo se formó a partir de la decisión del directorio de acreditar el laboratorio, para ello se organizó un grupo conformado por un comité de implementación que elaboró las directrices, un grupo auditor y un evaluador líder de la ISO/IEC 17025. El resultado final fue la obtención de la acreditación del Laboratorio de Hidrocarburos en 8 ensayos el año 2006, dando la confiabilidad requerida al laboratorio. El 2010 el equipo logró la re-acreditación en los 8 ensayos y amplió el alcance para el laboratorio de hidrocarburos con dos ensayos nuevos.

El Comité evaluador compuesto por el equipo de gerentes de YPFB Corporación y el presidente de la CBHE, junto al Comité organizador de Sinergia 2011, en la clausura del evento en el Centro de Convenciones de Los Tajibos.

CAMPAÑAS DE YPFB AVIACIÓN S.A. El proyecto se alineó con la seguridad y el cumplimiento, dos valores fundamentales de YPFB Aviación. Cada eslabón de la organización desarrolló su trabajo en el marco de sus responsabilidades, competencias y plazos con éxito. Su objetivo fue demostrar que con estas herramientas se puede afianzar conocimientos, conductas, valores y como colateral, coadyuvar al mantenimiento y mejora de la cultura organizacional. El proyecto involucró a todos los empleados que, dependiendo de la campaña, distribuían responsabilidades y liderazgos entre los equipos responsables, las doce aeroplantas, y el equipo de oficina administrativa bajo la supervisión directa de la Jefatura de Operaciones.

Gas Lift con pack off bajó costo de producción a $us 17 por Bbl El proyecto piloto Gas Lift implementado en el campo Los Penocos (LPS-X4) por YPFB Andina, logró reducir el costo de producción de barril de petróleo de 27 a 17 dólares, con una inversión de 166 mil dólares. El sistema se aplicó en el pozo LPS-X4, ubicado en la provincia Sara de Santa Cruz, por la declinación de 160 barriles de petróleo por día (Bbld) a un promedio de 30 Bbld. Esta diferencia representaba un 62% de la producción de este campo. Otro de los resultados del proyecto es que se logró incrementar la producción de 30 a 230 Bbld de petróleo.

Rodolfo Peralta, supervisor de Producción del pozo LPS-X4, resaltó que este sistema logró que se produzca de manera eficiente abaratando costos y sin la necesidad de equipos de intervención. El proyecto piloto consiste en la implementación de un sistema de Pack off para pozos petroleros que no tienen terminación para Gas Lift. Su aplicación permite un levantamiento artificial de la columna de petróleo. En el pozo LPS-X4, se realizó la instalación de un Pack off con válvula Gas Lift de 5/8 pul-

gadas con CK de 10 /64 puIgadas sobre el tubing puncher realizado. Para el trabajo del fluido motriz, del sistema de Gas Lift, se construyó 1.200 metros de gasoducto de SCH 80 pulgadas. La misma cuenta con los elementos de seguridad y medidores de flujo electrónico para la cuantificación de los volúmenes de consumo. En cuanto a la obtención del gas como Gas Lift, se realizó una ‘sinergia’ entre YPFB Corporación, YPFB Chaco y YPFB Andina para destinar diariamente 160 mil pies cúbicos día (Mpcd) de gas para el pozo LPS-X4.

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Las subsidiarias YPFB Logística, Andina y Aviación recibieron su certificado de finalistas del premio Sinergia.

El equipo “Los optimizadores” de YPFB Andina.

Con los resultados de este proyecto se abre la posibilidad de implementar la misma en los demás pozos del campo Los Penocos.


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petróleo & gas Foto: Eduardo Zabala B./Reporte Energía

proyecto Ganador de la copa Sinergia

Poliducto CamiriSucre redujo el 75% de mermas YPFB Logística llegó a pagar 16 millones de bolivianos, el 2001, solamente por pérdida de producto. TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

Y

PFB Logística redujo el 75% de mermas por transporte de hidrocarburos en el Poliducto Camiri - Sucre, de 12 a 3 millones de litros el 2010, correspondiente a un volumen transportado de 750 millones de litros. Willy Poeta, jefe de Ductos del poliducto Camiri - Sucre, explicó que los óptimos resultados responden a un proceso de gestión de calidad y mejora continua ejecutados en los últimos cinco años.

Según datos de YPFB Logística entre el 2001 al 2005 se perdieron 12 millones de litros, volumen que representa un exceso de 8 millones de litros comparado con los parámetros admisibles en un volumen trasportado de 750 millones de litros. En términos económicos, la empresa pagó en ese tiempo 16 millones de bolivianos solamente por pérdida de producto, y otro monto por daño ambiental, resarción de daños e indemnización a terceros, items que triplicaron esta cifra. Entre los riesgos críticos que enfrentó YPFB Logística, fue el reventón de ductos, considerado lo “peor” que puede suceder

El equipo “Ductitos en acción” de YPFB Logística en la presentación de su proyecto ganador del máximo galardón.

resaltó Poeta. “La situación provocó que se pierdan millones de litros, que fueron recuperados. Este proceso incluyó un tratamiento de la tierra contaminada llevándola a espacios confinados, lo que significó un alto costo económico”, acotó. Las principales mermas hidrocarburíferas en el poliducto operado por YPFB Logística se registraron por deficiente gestión, puesto que no tenían un sistema de control eficiente e inicialmente solo ejecutaban trabajos correctivos, de acuerdo al análisis del proyecto de la compañía. El 2005 se identificaron los riesgos críticos

en su etapa inicial y fueron corregidos “antes que suceda un reventón”, lo que permitió un resultado por debajo de los 4 millones de litros en mermas admisibles. “Actualmente las mermas bajaron de 12 a 3 millones de litros y están totalmente controladas. Ahora es un ducto eficiente a pesar de sus 60 años de servicio”, remarcó Poeta. YPFB Logística, tiene como principal actividad el transporte de hidrocarburos líquidos en el país y tiene la misión de resguardar el volumen y calidad de los hidrocarburos entregados por los clientes en calidad de custodia. ▲


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petróleo & gas

Dentro la jerga petrolera no son pocas las veces que se menciona la siguiente frase: la cantidad total de reservas de un campo sólo se sabe cuando éste se agota

Mauricio Medinaceli - Ex Coord. de Hidrocarburos de Olade

Daniel Montamat / Ex secretario de Energía de Argentina

“cambió la forma de mostrar potencial del gas”

“no se repuso reservas adecuadamente”

No solamente cambió la metodología para el cálculo de reservas, al parecer cambió también la forma en la que, desde ahora, el Estado boliviano presenta su potencial gasífero al mundo. Hay que destacar que las reservas probadas, es decir los 9,94 TCF, no son suficientes para cumplir con los mercados de Brasil, Argentina y el mercado interno (industrialización y Mutún). Para Brasil se deben reservar 5,9 TCF hasta 2019, para Argentina 4,1 TCF hasta 2026. Para el mercado interno, es decir GNV, gas domiciliario, plantas de extracción de licuables, proyectos de industrialización y Mutún se deben reservar 4,7 TCF hasta 2026. Se puede concluir que la demanda, es decir la sumatoria de todos los compromisos asumidos, llega a 14,7 TCF, por lo que existiría un déficit de 4,76 TCF con relación a los 9,94 TCF de reservas probadas. Para “salvar” ese inconveniente, Bolivia

Foto: Archivo / Reporte Energía

Bernardo Prado / Editor de HidrocaburosBolivia.com

utiliza las definiciones de la SEC (Securities Exchange Comission) pasando de 9,94 TCF a 12,5 TCF (sumando 100%P1+50%P2+10%P3) y a eso además le está sumando 3,08 TCF provenientes de recursos “contingentes”, volúmenes “no certificados” y prospectos exploratorios en ejecución alcanzando 15.5 TCF. De esa inusual manera, Bolivia pretende justificar que las reservas de gas son holgadamente suficientes para cumplir con toda la demanda interna y externa hasta el 2026. Al respecto cabe hacer notar que cualquier volumen por encima de los 9,94 TCF requiere inversiones, tiempo y un marco legal e impositivo adecuado para convertirse en un volumen probado de gas que se pueda comprometer comercialmente.

Las reservas probadas de Bolivia, que son las que cuentan, según la certificación que se ha dado a conocer son de 10 TCF. Esas reservas no alcanzan para corresponder los compromisos de exportación a Argentina y Brasil, además del desarrollo del mercado interno. Las reservas probables y posibles tienen potencialidad de ser desarrolladas pero requieren más inversión. Acá está la clave: lo que revela el informe es que en Bolivia se han estado consumiendo reservas probadas sin reponerlas adecuadamente porque faltaron más inversiones. Yo siempre he creído con fundamentos técnicos en la potencialidad de las reservas de gas de Bolivia. Pero el puente entre los recursos potenciales y las reservas probadas está dado por el conocimiento, la tecnología y las inversiones. Cuando se cambian las reglas de juego y se alteran las normas de apropiación y distribución de la

Foto: ideared.org

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renta las empresas privadas tienden a sobreexplotar lo que está en producción y a hacer mínima inversión en reposición de reservas, incluida la inversión de más riesgo que es la exploratoria. Bolivia tiene necesidad de más inversiones en la industria del gas. Si la inversión pública está restringida, hay que acudir a la privada que demanda horizontes de certidumbre de largo plazo y mide las oportunidades y el atractivo que ofrece la geología boliviana en función de otras oportunidades que ofrece la región y el mundo. Si la renta que ofrece el negocio en Bolivia es atractiva en función de los riesgos que asume la empresa, habrá más inversiones privadas. Si no, toda la inversión dependerá de la empresa nacional de petróleo.

inversión privada y nuevos mercados

Expertos coinciden en señalar que las reservas probadas del país de 9,94 TCF no alcanzan para cumplir compromisos internos y externo

L

as interpretaciones del informe de reservas hidrocarburíferas del país por parte de analistas y autoridades del sector, se enmarcan en posiciones pesimistas, moderadas y optimistas, pero en los tres casos se coincide en que es necesario invertir a gran

escala en los próximos años en exploración para confirmar las reservas probables (P2) y posibles (P3) y descubrir nuevas reservas. En este tema, el Gobierno Nacional ratificó que se cuenta con 15,5 TCF’s de reservas de gas que alcanzarán para cumplir con el mercado interno y externo. De momento, la tarea de exploración será llevada en solitario por la Corporación YPFB, incluyendo sus subsidiarias, según los Planes de Trabajo y Presu-

puesto (PTP’s) 2011. Al respecto, la pregunta que se hacen los analistas es si alcanzarán los recursos económicos y la sola iniciativa estatal para lograr este objetivo. Con los 9,94 TCF’s de reservas probadas certificadas por Ryder Scott hasta 2009, la mayoría de los expertos garantizan provisión de gas para el mercado interno y externo, solo hasta el año 2021. Una lectura diferente del tema tiene la

Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), puesto que a su criterio: “las reservas probadas nos permiten atender nuestros contratos actuales”. Añade que el verdadero desafío consiste en evaluar las condiciones para atraer nuevas inversiones, más allá de las que permite hoy el contrato con Brasil (2019) y el desarrollo del mercado argentino (2026). Por su parte algunos analistas manifiestan su preocupación que YPFB concentre la

Daniel Centeno / Presidente del Colegio de Géologos de Tarija

“industrializar el gas natural es menos rentable”

“no se podría enviar los 27,7 mmmcd a argentina”

Dentro la jerga petrolera no son pocas las veces que se menciona lo siguiente: “la cantidad total de reservas de un campo sólo se sabe cuando éste se agota”, ello insinúa que la información sobre esta variable contiene un componente aleatorio no menor. De hecho, durante gran parte de negociación del contrato de exportación al Brasil se la hizo considerando que Bolivia sólo tenía 5 TCF de reservas y necesitaba 8. Pese a ello, se tenía la certeza que una vez abierto el mercado, las inversiones se incrementarían y, con ello, la cantidad de reservas. Sin embargo, afirmar que con reservas P1+P2 es posible abastecer los compromisos de producción, no considera que la recuperación de las reservas clasificadas como P2 es menor a las de P1. La inversión en exploración es una parte del total que debe realizarse, por ello, no sólo es necesario encontrar los ya-

Foto: Archivo / Reporte Energía

Mauricio Medinaceli / Ex coord. de Hidrocarburos de Olade

cimientos, sino también, abrir nuevos mercados y usos para el gas natural que reporten una ganancia relativa razonable para el inversionista. La presencia de precios subsidiados del gas natural para el mercado interno, unida a un sistema impositivo, que está entre los más altos de la región, hacen que la posibilidad de industrializar el gas natural sea cada vez menos rentable y, por ello, poco atractiva a la inversión, inclusive pública. La oportunidad de obtener financiamiento para el desarrollo de reservas (descubiertas o no en el país) se vio desmejorada, sin embargo, más importante todavía son los mercados atractivos de este producto que podrían perderse.

Las reservas probadas de 9.94 TCF, nos garantizan una explotación sostenida de hidrocarburos, durante 10 años. Las reservas probables y posibles, para ser transformadas en probadas, necesitan perforación y llevan su tiempo para ser puestas en el mercado. Hay pozos que fueron perforados, cuyas reservas todavía no se certificaron y pronto podrán ser comercializadas, siempre y cuando se realicen inversiones necesarias. En estos 10 años de consumir las reservas probadas, con seguridad que se realizará la perforación de varios pozos de desarrollo, en los megacampos descubiertos: San Alberto-Itau, Margarita, Sábalo, Huacaya e Incahuasi, que incrementarán considerablemente las reservas probadas de gas y petróleo. La sumatoria de la demanda, realizada por YPFB de 14,8 TCF, no es real, es 14,3, por

Foto: Archivo / Reporte Energía

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

lo que habría un margen de 0,5 TCF como respaldo para cualquier eventualidad. Sin embargo, con estas reservas, no se podría concretar la venta de gas a la Argentina, de 27,7 MMMCD (7 TCF en 20 años), si en todo este tiempo, no se desarrolla una política intensiva de perforación de pozos de desarrollo en las mega estructuras de Margarita y Huacaya. Por el momento, no me preocupa mucho la industrialización. Lo que deberíamos hacer, es extraer el GLP, las gasolinas y diésel de la corriente del gas que exportamos y vender un gas con un poder calórico bajo (1000 BTU) y utilizar parte de nuestro gas, en la generación eléctrica y si es posible, instalar una planta de amoniaco y úrea.


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Carlos Miranda - Ex superintendente de Hidrocarburos

petróleo & gas

Hugo Edgar de la Fuente / Ex superintendente de Hidrocarburos

“reflexionar acerca de las políticas de desarrollo”

“inversiones requieren nuevos mercados”

Para que el manejo de las reservas, a futuro, constituya una fortaleza dirigida al mercado interno, debemos partir de la premisa que manejar la reserva no es buscar el número que nos coloca en tal o cual posición del ranking. La reserva es una magnitud que representa a una cantidad de energía cuya estimación es vital al momento de planificar el futuro, condiciona el sentido de la política energética, por tanto, su manejo tiene que ver con normativa, inversiones, exploración, prospección, etc. En tal sentido, tal vez debemos reflexionar acerca de las definiciones centrales de la política de desarrollo: Si vamos a seguir asignando al sector el papel de generar excedentes para su utilización en otros sectores de la economía, estaremos confirmando nuestra vocación extractiva cuya finalidad es la generación de rentas y, para ello, la magnitud de las reservas

Foto: Archivo / Reporte Energía

Juan Carlos Guzmán / Investigador del CEDLA

adquiere vital relevancia para destinarlas a la exportación. Si, como hemos dicho, la reserva de gas tiene que ver, mayoritariamente, con la exportación y utilización de excedentes para la gestión pública, no debemos olvidar que la reserva de líquidos es un problema que le afectará al mercado interno. Y en este caso, el manejo de la reserva durante los últimos años es aún más preocupante. ¿Es un apropiado manejo de la reserva aceptar que las subsidiarias de YPFB tengan la mayor cantidad de pozos petrolíferos fuera de operaciones? ¿Ha sido un apropiado manejo de la reserva la reducción paulatina de actividades de exploración en los campos petrolíferos? ¿Cuántos proyectos de exploración ejecutaron las subsidiarias de YPFB?.

En el desarrollo de proyectos de gas natural, un escenario optimista que los bancos de inversión suelen considerar como razonable, es contabilizar el 100% de las reservas probadas (9,94 TCF), el 50% de las reservas probables (13,65 TCF) y el 10% de las reservas posibles (6,30 TCF). En un escenario conservador suelen contabilizar el 100% de las reservas probadas y el 30% de las reservas probables. Bajo el primer escenario es posible alcanzar para cubrir el mercado interno y el mercado de contratos suscritos con Brasil y la Argentina, siempre y cuando se realice inversiones importantes en explotación, y siempre y cuando Brasil compre los 30 MMCD y Argentina proceda a construir el Gasoducto Noreste Argentino (GNEA) y posteriormente compre los volúmenes comprometidos estipulados en la adenda del contrato de compraventa entre Bolivia

Foto: Reporte Energía

Para atender los mercados externos e internos hasta al 2026, Yacimientos petrolíferos fiscales bolivianos debería tener un mínimo de 12 TCF de reservas probadas y certificadas

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y Argentina (27,7 MMCD). Empero nuevamente lo más importante es el cumplimiento de los contratos suscritos y el desarrollo de nuevos mercados, pues en definitiva estos son los que pagan las inversiones. El contrato de compra de gas entre Bolivia y Brasil por ejemplo, se cerró cuando Bolivia tenía una reserva de gas natural cercana a 4TCF y el contrato exigía aproximadamente de 7,7 TCF sin tomar en cuenta el mercado interno. Empero el contar con un mercado confiable como es el brasileño posibilitó la inversión en materia de exploración y explotación. Bolivia es un país con importante potencial en gas natural, empero las inversiones en exploración precisan como contraparte el desarrollo de nuevos mercados.

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

para subir reservas

os hasta 2026. Sugieren ‘incentivos’ para tareas de exploración. Respecto al futuro de la industrialización del gas natural, el secretario de Energía e Hidrocarburos del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz, Carlos Hugo Sosa, sostuvo que primero se deberá garantizar los mercados para los productos resultantes de estas industrias, indistintamente de la cantidad de reservas probadas. De todos modos, el criterio general en el sector es que este tema pasa a segundo plano. ▲

El presidente de YPFB, Carlos Villegas, asegura que existe suficiente gas para cumplir con compromisos internos y externos

Carlos Miranda / Ex superintendente de Hidrocarburos

“privadas deberían asumir riesgos en exploración”

“el informe no provocó reacción en el gobierno”

Por definición, las únicas reservas susceptibles de ser proyectadas en el mercado son las reservas probadas P1. El juego de cifras que hace YPFB con las reservas P2 y P3 no pasa de ser un ejercicio académico. Un análisis serio de las cifras emitidas al 31/12/ 2009, muestra que las reservas alcanzan para abastecer los mercados comprometidos escasamente en un horizonte de 10 años. Los planes económicos del Gobierno al año 2026, se asientan en reservas probadas de 26,7 TCF’s, no en 9,94 ni en la suma de todas las categorías de reservas. Ese ha sido un error que no puede ser disimulado con juegos numéricos. Queda como tarea a ejecutar inversiones, no solo por parte del Estado sino especialmente por parte de las petroleras privadas. Si las autoridades fueran conscientes de la magnitud de las inversiones y de los riesgos, procurarían

Foto: Archivo / Reporte Energía

Hugo del Granado / Analista energético

que sean las privadas las que los asuman buscando un balance equilibrado en la relación contractual, sin embargo la lectura del plan de inversiones exploratorio para el 2011, muestra que el Estado realizará el grueso de las inversiones ante la reticencia de los privados. Las autoridades deberían buscar la manera de invertir la ecuación. Desde el año 2007 se han sembrado varios obstáculos a la inversión extranjera especialmente en exploración. El resultado más visible de aquello es la ausencia de nuevas empresas interesadas en efectuar inversiones exploratorias. Incluso PDVSA, a través de Petroandina ha sido reticente a desarrollar sus propios planes de inversión en el norte paceño.

El informe de YPFB sobre las reservas certificadas por Ryder Scott, es un documento bien elaborado para tratar de disimular la gran pérdida de reservas a menos de 10 TCF. Para efectos de declarar reservas del país, se suman reservas probadas (P1) probables (P2) y posibles (P3), llegando a 19.9 TCF. El sumar las tres categorías y presentarlas como reservas probadas, es algo técnica y económicamente inaceptable. Por otro lado, el informe anuncia una demanda al 2014 de 16 TCF. Para cubrir esta demanda anticipa el utilizar el total de las P1, 50% de las P2 y 10% de las P3. Adicionalmente, le suma reservas no certificadas de campos pequeños, denominándolas reservas contingentes y finalmente adiciona el resultado de un pozo de exploración en perforación. Otra práctica totalmente inaceptable y muy fuera de lo común. Para atender los mercados externos e

Foto: Archivo / Reporte Energía

inversión a ejecutar en la confirmación de reservas probables y posibles y no en proyectos para explorar nuevas estructuras o campos. Desde Argentina un analista y una ex autoridad energética advierten que la única forma en la que el sector privado se interesará en invertir en el país es a través de concretar nuevos mercados para el gas y revisar el marco legal e impositivo para incentivar la exploración.

internos hasta al 2026, YPFB debería tener un mínimo de 12 TCF de reservas probadas y certificadas. El anuncio que las inversiones que hará YPFB estarán dedicadas para que las P2 y P3 se puedan transformar en P1, es interesante pero al mismo tiempo preocupante, porque para subir las reservas además de la mejora por incorporación de las P2 y P3, lo que se necesita son nuevas reservas. El informe de reservas no provocó en el Gobierno ninguna reacción en sentido de facilitar la inversión extranjera para lograr mayores reservas, puesto que no hay indicación sobre cambios en el sistema legal ni situación social del país. Al parecer el Gobierno piensa que con inversiones de YPFB se contará con las reservas necesarias.


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petróleo & gas

debe definirse qué desean, qué proponen y a qué aspiran las empresas que operan en Bolivia para iniciar perforación exploratoria inmediata que asegure nuevas reservas

Ricardo Michel Pacheo - ex presidente de YPFB Chaco 2009

ex presidente de ypfb chaco pregunta acerca del tipo de exploración que se ejecutará en el país

¿cúantos pozos de exploración en nuevas estructuras se perforarán? TEXTO: Ricardo michel pacheco*

D

e acuerdo a las notas de prensa, las reservas probadas de gas certificadas por la empresa Ryder-Scott, ascienden a 9,94 Tcf y son incrementadas por YPFB hasta 15.5 Tcf, por inclusión de las reservas probables, posibles, contingentes, campos sin certificar y prospectos exploratorios. Las reservas calculadas por YPFB a febrero del 2007 y publicadas por semanarios especializados en hidrocarburos, indicaban que las reservas remanentes probadas eran del orden de 19,37 Tcf. Estas reservas calculadas por empresas especializadas, y corregidas por YPFB, se hicieron con base en las normas establecidas por la Security Exchange Commision (SEC) para aquel entonces, normativa que no tomaba en cuenta factores más serios y contundentes para certificar reservas y que recién fueron incluidos por la SEC a mediados de 2009. Estos mismos estudios concedían a los principales megacampos productores, las siguientes cifras certificadas: San Alberto (3,45 TCF); Sábalo (3,75 TCF); Itaú (2,05 TCF); Incahuasi (0,90 TCF); Margarita (5,85 TCF) haciendo un total de 16,00 TCF. Estas cifras de reservas remanentes probadas, se certificaron revisando los cálculos realizados por cada una de las empresas operadoras que tienen contratos de operación y de servicio en Bolivia. Estas cifras, posiblemente, fueron recalculadas por las empresas contratistas y certificadas por Ryder-Scott tomando en cuenta las nuevas normas que puso en vigor la Security Exchange Comission (SEC) a partir del 2009-2010, cuyas principales definiciones se establecen en: Los campos a ser certificados deben estar produciendo al menos por un año continuo y para certificar estas reservas como probadas deben tener comprador asegurado (contratos de compra-venta firmados). Claramente se interpreta que la SEC, busca asegurar que el comprador haya realizado sus propios cálculos para firmar un contrato.

referente a la industrialización, lamentablemente tendrá que ser postergada por efecto de la incertidumbre del futuro de las reservas de gas. ebih tendrá tiempo para más estudios

Esta interrogante debe ser esclarecida por Ryder-Scott y YPFB. Concluimos aseverando que las reservas certificadas y publicadas por YPFB están seriamente restringidas por los factores anotados y que las reservas reales de estos campos son mayores a las certificadas por Ryder-Scott, adicionando el aspecto que todos estos megacampos no están totalmente desarrollados y solamente cuando su desarrollo finalice se podrán conocer las magnitudes reales de sus reservas para cada caso. Respecto al anuncio de intensificar la exploración con una suma importante para el 2011: es una posición loable, necesaria y “urgente” que se perforen pozos netamente exploratorios, pero lo que no ha sido precisado es cuántos pozos de exploración en nuevas estructuras se realizarán el 2011. La mayor parte de las inversiones que se presentaron serán: (a) para el desarrollo de los campos productores y de los campos en etapa de desarrollo como Sabalo, Margarita, Itau, Río Grande, El Dorado; (b) para pozos exploratorios de avanzada en los campos Aquio, Incahuasi, Carrasco Este, etc.; y (c) para la construcción de plantas de tratamiento de gas, ductos de gas y líquidos y obras civiles. Estas actividades no son inversiones en exploración. Estas inversiones permitirán obtener datos adicionales para cuantificar la reserva probada de cada campo y reclasificar reservas actualmente probables como probadas, sin implicar el descubrimiento de nuevos campos que es la finalidad de la exploración. Referente a la industrialización, lamentablemente tendrá que ser postergada por efecto de la incertidumbre del futuro de las reservas de gas. La empresa creada para la industrializacion (EBIH), tendrá el tiempo suficiente para encarar estudios y proyectos serios, rentables y con un amplio espectro de continuidad, para ejecutarlos cuando contemos con reservas probadas suficientes para encarar varios proyectos de industrializar nuestro gas. Esta actividad depende absolutamente de la puesta en marcha de un agresivo plan de exploración a cargo de la empresa estatal del petróleo YPFB. Las perspectivas de atraer inversiones se encuentran en las mismas condiciones: ni empeoraron ni mejoraron. Las condiciones actuales del 50% de participación para ambas partes es una distribución equitativa. Nuestro país no es un emporio petrolero, tenemos la suerte de contar con territorio con posibilidades de encontrar hidrocarburos en la magnitud para apoyar nuestro desa-

rrollo energético. La historia confirma esta aseveración, puesto que desde 1950 hasta la fecha hemos podido autoabastecernos de hidrocarburos con un esfuerzo propio y con grandes dificultades a lo largo de la existencia de YPFB. La misma historia nos dice que no fuimos ni seremos grandes exportadores de hidrocarburos. El esfuerzo de la empresa estatal del petróleo YPFB hizo que descubramos megacampos de gas, iniciando con del descubrimiento de “San Alberto” en 0ctubre de 1990, después de 40 (cuarenta) años de exploración sostenida y que ahora sirven para la exportación de excedentes debido a las condiciones del mercado internacional. Esto explica, por qué no debemos ignorar nuestras reservas de gas, cuyos volúmenes son moderados respecto a los países netamente petroleros. La atracción de inversiones está en función del mercado, y esto lo afirma un Editorial de una revista especializada: “hay reservas en la medida que se invierte y se invierte si hay mercado rentable para los inversionistas. A donde irán a parar estas reservas?, es algo que no se ha hecho cuestión de Estado”. Si analizamos la anterior sentencia, está claro que las empresas que operan en Bolivia no invertirán si no existen otros mercados más allá de Brasil y Argentina, Bolivia no les sirve como mercado y es lo que ocurre actualmente. Para ejemplo citemos el caso de Margarita que estuvo sin desarrollarse desde su descubrimiento pues el primer contrato con la Argentina que se firmó hace 6 años se suscribió bajo condiciones que no eran consistentes. Recién en el año 2010 se suscriben las condiciones adicionales para hacer factible y viable el mercado de la Argentina para quienes operan el campo Margarita y la respuesta es inmediata, la empresa Repsol y asociados recomienzan sus actividades en el megacampo. Esta acción es normal en la lógica de la empresa privada, invierte para tener utilidades no le interesa ni tiene por qué interesarle la pobreza de un país como Bolivia, hay mercado asegurado e invierte, no existe

Las perspectivas de atraer inversiones se encuentran en las mismas condiciones: ni empeoraron ni mejoraron. Las condiciones del 50% de participación para ambas partes es equitativa

Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Según el autor los cambios dispuestos por la SEC en el periodo 2009-2010 obligó a las contratistas y a Ryder Scott a revisar el cálculo de reservas. Se basan en que los campos deben estar produciendo al menos por un año y deben tener comprador seguro.

Ricardo Michel Pacheco

mercado cierra sus operaciones y se va. Concluyendo, la certificación de las reservas de gas actuales no atraerá a otros inversionistas distintos a los que actualmente operan en Bolivia. La cuestión es clara, desde el año 2006 hasta la fecha han suscrito contratos y convenios de estudio más de 8 empresas petroleras internacionales, ¿Cuántas de ellas han perforado un pozo exploratorio? Y la respuesta es contundente, YPFB y PDVSA firmaron un contrato de asociación creando la empresa Petroandina S.A el año 2007 para comenzar a perforar el primer pozo exploratorio en la estructura de “Liquimuni”, estructura que ya fue perforada por YPFB hace 20 años atrás y que cuenta con varios estudios y con columna estratigráfica conocida. Y recientemente se anuncia que la perforación del primer pozo exploratorio de la sociedad se realizará el año 2011!, Petroandina (empresa venezolana y boliviana) tardará 6 años para iniciar su primer pozo exploratorio de avanzada! La situación que debe definirse es qué desean, qué proponen y a qué aspiran las actuales empresas que operan en Bolivia para iniciar una etapa de perforación exploratoria inmediata y que asegure nuevas reservas para el futuro. Nuestro país y su gobierno está en la encrucijada de definir el presente inmediato de sus reservas hidrocarburiferas. Y para ello debe prepararse para asumir una exploración agresiva con sus propias fuerzas, incentivando e Impulsando los trabajos exploratorios con su gerencia de exploración y explotación que nunca se irá de Bolivia nuestro país. ▲ * Ex presidente de YPFB Chaco en la ges-

tión 2009.


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las inversiones para incrementar reservas y mejorar producción, no se cambiaron y solo se invirtió lo necesario para mantener los niveles de producción comprometidos

Héctor García, director de Resources Energy Consulting

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petróleo & gas

experto argentino vislumbra panorama energético

“Reservas probadas de gas del país alcanzarán solo para 10 años más” El autor advierte que con el nivel de inversiones registradas en el país en los últimos años no se garantiza la ampliación del horizonte de reservas ni que se logre mantener los niveles de producción comprometidos por Bolivia más allá del año 2021. RESERVAS DE GAS BOLIVIANO Año Unidad 2.011 2.012 2.013 2.014 2.015 2.016 2.017 2.018 2.019 2.020 Mercado Interno MMm3/día 9,94 11,09 12,17 13,17 14,31 15,40 16,56 17,43 18,68 20,06 Metalúrgica Mutún MMm3/día - - - - 4,64 4,64 4,64 4,64 4,64 7,69 Plantas GLP MMm3/día 0,10 0,78 0,90 1,05 1,14 1,27 1,30 1,33 1,15 1,15 GSA 60°F MMm3/día 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 Fuel gas GSA MMm3/día 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 ARGENTINA MMm3/día 6,53 10,90 11,69 13,75 15,79 17,86 18,20 18,74 19,14 19,58 TOTAL DEMANDA MMm3/día 48,23 54,42 56,41 59,62 67,53 70,82 72,35 73,79 75,26 80,13 TCF Año 0,62 0,70 0,73 0,77 0,87 0,91 0,93 0,95 0,97 1,03 PARTIENDO DE 9,94 TCF RESERVAS TCF 8,73 8,03 7,30 6,53 5,66 4,75 3,82 2,87 1,90 0,86

2.021 21,41 7,69 1,15 30,08 1,57 21,11 83,01 1,07 -0,21

TEXTO: héctor garcía *

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lantearnos el futuro del desarrollo de la Industria del gas natural en base a un análisis puntual de reservas probables y posibles, parece demasiado audaz. Es sabido que la estimación de reservas es una actividad básica en la industria petrolera, y que la facilidad técnica de la extracción está determinada por el conocimiento del tipo de yacimiento y la estimación más acertada de las reservas. Pero no es menos cierto que para lograr este conocimiento se requiere de una amplia base de datos de la ingeniería de cada yacimiento. Y realmente, si hasta la anterior auditoría de reservas suponíamos que las P1 superaban los 20 TCF, ahora asumimos que solo se dispone de 9.94 TCF, es decir menos del 50% de reservas entre dos determinaciones, lo lógico es pensar que al menos debería obtenerse mayores determinaciones, para saber de que estamos hablando. Al respecto, deberíamos repasar lo que opinan los estudiosos en este tema, que recomiendan los siguientes pasos: Descubrimientos: Son los incrementos de reservas originados por terminación exitosa de pozos exploratorios, certificados por organismos competentes. Extensiones: Son los incrementos de reservas en yacimientos existentes, originados por la completación exitosa de pozos de avanzada o de extensión. Revisiones: Son los aumentos o disminuciones de reservas como resultado de los cambios de datos básicos del yacimiento o por la implementación de procesos de recuperación.

zación, exportación o cualquier otra planificación futura. Por lo que podemos ver en el cuadro de reservas de gas boliviano, considerando que se va a incrementar notablemente el mercado interno, que por cierto es el paso más sólido que se viene realizando en Bolivia, no se advierte aún de donde se va a destinar gas natural para un nuevo proyecto de consumo intensivo, como es la industrialización, más aún, sabiendo que parte de los desarrollos incrementales se van a destinar para cubrir la declinación natural de los yacimiento que actualmente producen gas natural. Por lo que actualmente se conoce a nivel oficial, en Bolivia solo existe disponibilidad de gas natural para los próximos 10 años, el resto no es tema de actualidad, que como se expresó anteriormente está relacionado con el optimismo con que podemos afrontar el futuro. Bolivia es un país muy joven en materia de hidrocarburos, en la escala de producción esperada, del orden de los 80 MMm3/ día. Los yacimientos y las áreas aún sin explorar son muchas y sin un desarrollo intensivo actualmente. No podemos pensar que de un momento a otro desaparecerá el potencial de posibles reservas que Bolivia dispone, y por otra parte, se suma al contexto de la pregunta la posibilidad de modificar la legislación vigente. La percepción que hay sobre el tema es la siguiente: Los protagonistas en la industria de los hidrocarburos en Bolivia ya han asumido que en los conceptos de regalías, participaciones e Impuesto Directo a los Hidrocarburos, el Estado boliviano va a seguir reteniendo el 50% de la comercialización de estos productos en los mercados asignados. Este no es tema de discusión.

Foto: Archivo / Reporte Energía

Fuente: Resources Energy Consulting

Reservas probadas: Son los volúmenes de hidrocarburos que se pueden recuperar comercialmente de formaciones conocidas para un momento determinado, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería que se dispone, bajo condiciones tecnológicas, económicas y regulaciones gubernamentales que la hagan rentables y justifiquen las inversiones necesarias. Es posible planificar luego de poder mostrar alguna experiencia exitosa en pozos exploratorios, pero para invertir se requiere de mayores certezas, de lo contrario se estaría trabajando sobre expresiones de deseo, lo que no siempre se traducen en garantías necesarias para atraer nuevas inversiones. Los anuncios sobre inversiones solo son efectivos cuando aparecen las inversiones y se traducen en trabajos concretos, mientras tanto solo son anuncios. Es bueno que se encaren trabajos con mucho optimismo, pero nadie puede garantizar de por sí que el resultado será exitoso, sino veamos que pasó hasta ahora. Durante los últimos 8 años ninguna autoridad dejó de anunciar cuáles serían las inversiones que se harían, y ¿ cuál fue el resultado? Una vez que se confirmen las P2 y en el futuro las P3, recién se deberían planificar los posibles mercados a los cuales se han de destinar las mismas. Respecto a la industrialización tomando en cuenta el nivel actual de reservas, en una oportunidad anterior, he opinado que ”para hablar de la industrialización de los hidrocarburos en la coyuntura, primero tendremos que ver qué pasa con las reservas”. Cuando se tenga la certeza de los niveles de reservas, y se realicen las inversiones necesarias para certificar esas reservas, recién se deberá planificar cómo hacer uso de ellas, ya se trate mediante la industriali-

Héctor García García

Esta retención incluida en la Ley de Hidrocarburos del 2005 y en el DS del 2007, estimo que no es negociable bajo ningún concepto. Pero el 50% restante, es la herramienta disponible que tiene el Gobierno boliviano, para intentar atraer la inversión necesaria para desarrollar la industria en todo su potencial. Nótese que digo el 50% restante, no lo ofrecido actualmente, que en el mejor de los casos alcanza entre el 25 al 28%. Los últimos años nos han demostrado que se cambió la legislación, gobiernos, contratos, varias reglas del juego, etc. Pero la realidad es que las inversiones para incrementar reservas y mejorar la producción, esas, no se cambiaron y solo se invirtió lo necesario para mantener los niveles de producción comprometidos contractualmente. Este nivel de inversiones no garantiza que se pueda ampliar el horizonte de reservas, ni que se logren mantener los niveles de producción comprometidos por Bolivia, más allá del año 2020, como se puede observar en el punto 3. ▲ * Director - Resources Energy Consulting.


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Petróleo & gas

Según cronograma, la ingeniería conceptual estará concluida en agosto próximo, pero se está procurando la reprogramación para que el estudio sea entregado en julio

YPFB Refinación Foto: Archivo/ Reporte Energía

en el departamento de la paz

nueva refinería se ubicará en el ayllu pahaza y Copacati Se prevé que la inversión sea de $us 1.000 MM. El proyecto está en la etapa de Ingeniería Conceptual. TEXTO: paola méndez l.

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PFB Refinación tiene previsto instalar una nueva refinería en el departamento de La Paz en un predio de aproximadamente 150 hectáreas (has) en el Ayllu Originario Pahaza y Copacati, próximo al cantón General Camacho de la provincia Pacajes. De acuerdo a la subsidiaria de YPFB Corporación, el proyecto se encuentra en la etapa de Ingeniería Conceptual, que está siendo desarrollada por la empresa AXENS de Francia y que posteriormente se continuará con

la ingeniería básica, ingeniería de detalle, adquisición y construcción (EPC), montaje, y finalmente, la puesta en marcha. Según cronograma, la Ingeniería Conceptual estará concluida a finales de agosto próximo, pero la compañía está procurando la reprogramación de la fecha a fin de que el estudio sea entregado a más tardar en el mes de julio. Respecto a la fecha de conclusión del proyecto, YPFB Refinación, señaló que mientras no se conozca la Ingeniería Conceptual no se podrá estimar el inicio de la construcción de la obra ni la fecha en que entrará en operación. “El desarrollo del proyecto se inició a finales del año pasado”, remarcó la com-

Refinería Guillermo Elder Bell en Santa Cruz. Se proyecta una instalación de este tipo en el departamento de La Paz

pañía petrolera. De manera preliminar se prevé que la inversión para poner en marcha la nueva refinería será de 1.000 millones de dólares, cifra que será revisada una vez que se concluya la Ingeniería Conceptual. En cuanto a la capacidad de refinación que tendrá este nuevo emprendimiento, YPFB Refinación indicó que de acuerdo a la demanda podrá ser expandida para procesar mayores volúmenes, debido a que será diseñada de manera modular. La compañía tiene previsto lanzar una li-

citación pública internacional para realizar la Ingeniería Básica del proyecto que incluye la provisión de catalizadores y el entrenamiento para la operación, entre otros trabajos. La etapa de EPC y montaje también será realizada mediante una licitación pública internacional para elaborar los documentos necesarios para la construcción y montaje de la nueva refinería. Finalmente, la puesta en marcha será realizada por personal con experiencia en otras refinerías bajo la dirección de la empresa que realice la ingeniería básica del proyecto. ▲


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petróleo & gas Foto: YPFB Chaco

en 2011

YPFB Chaco prevé iniciar sísmica 3D en área Chimoré Se consensuará con diferentes actores sociales. Prevén investigar niveles más profundos en esta zona de explotación. TEXTO: Paola Méndez l.

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PFB Chaco, subsidiaria de YPFB Corporación, prevé iniciar este año un estudio de sísmica 3D en un área de 400 kilómetros cuadrados en la zona de Chimoré, reportó la compañía petrolera. La inversión proyectada es de 30 millones de dólares. En ese marco, Pedro Torquemada, presidente de la empresa subsidiaria, dijo que previamente se tendrá que consensuar con diferentes actores sociales a fin de que no hayan interrupciones. Asimismo, el ejecutivo sostuvo que es

muy importante socializar y trabajar de forma conjunta en el área de Chimoré para que se descubran nuevas reservas hidrocarburíferas en beneficio del país. “Se trata de una zona de explotación. Vamos a tratar de identificar nuevas estructuras y también trabajaremos para investigar niveles más profundos”, explicó. También reveló que una vez concluido el estudio de sísmica 3D se conocerá si corresponde ejecutar el proyecto a fin de que las inversiones proyectadas generen beneficios. Respecto a las plantas de procesamiento de gas natural de YPFB Chaco, se informó que efectúan su labor al 100 por ciento, a excepción de algunas como la de Chimoré que

YPFB Chaco ha invertido en estudios de sísmica 3D en el campo Vuelta Grande.

tiene menos volúmenes para procesar, pero cuya carencia es subsanada por producción de YPFB Andina. Por otra parte, YPFB Chaco prioriza la exploración de un pozo de 1.600 a 1.700 metros en el área de Carrasco, además de planificar el inicio de otro proyecto en Vuelta Grande con una inversión de 15 millones de dólares. Paralelamente, la compañía está en tratativas para perforar un pozo en la zona de Ingre conjuntamente con YPFB Corporación. YPFB Chaco tiene aprobado para este año una inversión de 93 millones de dólares, pero cuenta con otros 30 millones de dólares adicionales. ▲

para destacar Inversión. YPFB Chaco , subsidiaria de YPFB Corporación, invertirá 55 millones de dólares en tareas de exploración, que se desarrollarán en los departamentos de Cochabamba y Chuquisaca con el propósito de descubrir nuevas reservas de hidrocarburos e incrementar la producción nacional. Planes. La subsidiaria pretende trabajar en la reparación de pozos este año. Para ello, tiene programada una inversión de 1,18 millones de dólares.


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petróleo & gas

Aún no se ha decidido el ingreso de YPFB Petroandina para realizar exploración hidrocarburífera en el Aguaragüe. existen procedimientos y convenios que no se cumplieron

Nelson Bartolo, secretario de Recursos Naturales de la APG.

exclusivo. Exploración hidrocarburífera en el chaco

ypfb Petroandina alista segunda fase de Timboy X-2; guaraníes no avalaron Fotos: Franco Centellas / Reporte Energía

El ingreso de máquinas a la serranía del Aguaragüe está previsto para mayo de este año. Por su parte la APG sostuvo que no otorgó aval para que YPFB Petroandina realice exploración hidrocarburífera. Existe vía de acceso y una base de la compañía. OPINIÓN Nelson Bartolo, secretario de Recursos Naturales de la APG

“falta cumplir con los procesos” Como Asamblea del Pueblo Guaraní no estamos en contra del desarrollo del país, pero hay algunos procedimientos que no cumple la empresa Petroandina en el proyecto Timboy X2. El problema radica en la planchada para la perforación del Pozo Timboy X-2, puesto que está dentro del parque nacional Aguaragüe. El compromiso acordado entre las capitanías y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía firmado el 22 de mayo del 2010, señalaba la realización de un plan de manejo del parque Aguaragüe, por lo que mientras no cumplan con ese convenio vamos a seguir parados.

Entrada que conduce a los pies de de la serranía Aguaragüe, ubicada a 300 metros de la carretera Santa Cruz - Yacuiba. Este camino de 10 kilómetros fue construido por YPFB Petroandina

palmar grande (gran chacotarija): franco centellas

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PFB Petroandina SAM prevé iniciar en los primeros días de mayo la segunda fase del proyecto Timboy X-2, ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, según fuentes de las empresas que prestan servicio a la compañía subsidiaria de YPFB Corporación. Esta segunda fase consiste en abrir camino y construir una planchada de ocho kilómetros desde las serranías del parque nacional Aguaragüe hasta el lugar de la perforación. Al respecto, Nelson Bartolo, secretario de Recursos Naturales de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG), aseguró que aún no se decidió el ingreso de YPFB Petroandina para realizar exploración hidrocarburífera en el Parque Nacional Aguaragüe. En este tema se solicitó información al gerente de YPFB Petroandina, Miguel Angel Pradel, para conocer el cronograma de actividades, sin embargo hasta el cierre de la presente edición no se obtuvo respuesta. Reporte Energía realizó un recorrido en la zona del proyecto Timboy X2, donde evidenció la conclusión de la primera fase de ingreso al parque nacional Aguaragüe. Se conoce que YPFB Petroandina opera desde septiembre de 2010 en la provincia

Gran Chaco de Tarija con la apertura de un camino que ingresa hasta el pie de la serranía del Aguaragüe. Desde esa fecha realizó los estudios de topografía correspondiente y en octubre del año pasado desplazó maquinaria y personal para abrir dicho sendero. En los primeros 7 meses de presencia de la sociedad conformada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petróleos de Venezuela (PDVSA) se trabajó en la primera fase del proyecto que consistió en construir los primeros 10 kilómetros de un total de 18 kilómetros del camino que conduce al lugar donde se perforará el pozo Timboy X-2. Se prevé que la segunda fase del proyecto inicie los primeros días de mayo, de acuerdo a información proporcionada por funcionarios del consorcio Construmat-Arias, responsable de abrir el camino y construir la planchada. Ambas empresas contratistas instalaron sus oficinas en la comunidad Palmar Grande, distante a 20 kilómetros de Villa Montes, donde operan desde el año pasado. Se evidenció que en el lugar trabajan 115 empleados entre operarios y administrativos. Semanas atrás eran 180, pero debido a que la primera etapa del proyecto terminó, se prescindió del resto. Aunque se comunicó que serán contratados nuevamente cuando se reinicien los trabajos de construcción de los restantes 8 kilómetros. Uno de los topógrafos que trabaja en el

Oficinas y almacenes de empresas que prestan servicios a YPFB Petroandina en Palmar Grande, a 20 kilómetros de Villa Montes.

lugar, que pidió reserva de su identidad, reveló que hasta la fecha se concluyó la construcción del camino hasta el pie de la serranía y que ahora comienza el trabajo más difícil que es ingresar a la misma serranía del Aguaragüe, topografía bastante accidentada. “Todavía no hemos subido al Aguaragüe. Estamos avanzando de a poco porque las sendas están bastantes difíciles”, comentó la fuente. El campamento desde donde operan e ingresan al sitio de trabajo, se encuentra sobre la carretera internacional que une Santa Cruz con Yacuiba. A 300 metros se encuentra

el ingreso al camino que conduce a Timboy X-2. De acuerdo a otro de los empleados del lugar, hasta la primera quincena de abril todavía no se tenía el permiso de ingreso al Aguaragüe por parte de la APG. “Esa es una de las razones por las que el trabajo por el momento se encuentra paralizado”, dijo. YPFB Petroandina SAM, invirtió 115 millones de dólares de un total de 888,3 millones de dólares programados hasta el 2013. Se destinó 110 millones de dólares en el Sub Andino Norte (La Paz) y otros 6 millones de dólares en el Sub Andino Sur (Tarija). ▲


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petróquímica Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Según experto se abre mercado para bolivia

“brasil importa más de la mitad de urea que requiere” El experto Carlos Alberto Lopes manifiesta que la producción de urea en Brasil es menor a su demanda. En este sentido, Bolivia tiene perspectivas para su proyecto y un mercado potencial TEXTO: Doria Añez s.

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a demanda de urea en Brasil, es de aproximadamente 5 millones de toneladas/año y la importación de la misma es de 3 millones de toneladas/año, por lo que existe perspectivas de mercado para la producción boliviana de este producto, según Carlos Alberto Lopes, socio director de Gas Energy. Si bien Petrobras tiene previsto construir tres plantas de amoniaco y urea, además de realizar una expansión de su planta al noreste de Brasil, Bolivia tiene posibilidad en el mercado brasileño, porque existen acuerdos entre ambos países respecto al gas, puntualizó Lopes en el seminario sobre

petroquímica realizado a mediados de este mes en Santa Cruz. “Desde el punto de vista técnico, Bolivia tendrá que construir su plante de úrea, a escala internacional” para contar con la capacidad suficiente de exportar su producción a Brasil, manifestó Lopes. Asimismo el experto brasileño sostuvo que Bolivia tendría que acordar con Petrobras los volúmenes de producción de ambas plantas de urea para que no exista una “competición predatoria”, entre los proyectos de ambos países. En este tema, el analista energético, Álvaro Ríos propuso que se concentren todos los esfuerzos bolivianos para viabilizar el proyecto de urea porque “es importante que Bolivia se focalice en un proyecto”. Ríos también señaló que si no se reali-

zan las gestiones para concretar este proyecto en este momento, probablemente se tenga que postergar el mismo para 10 o 15 años más en adelante. “Creemos que en este momento puede darse un proyecto de urea en la frontera Bolivia-Brasil que es un lugar adecuado, puesto que existe el flujo de gas y reservas de gas”, señaló. El mercado petroquímico brasileño, empezó en la década del 60’ aproximadamente y ahora después de 50 años el vecino país logró consolidarse en el mercado internacional con compañías de escala global. En Brasil, el 10% de la producción industrial es de química y petroquímica. Sin embargo, el desarrollar su industria petroquímica tomó varios años al vecino país. ▲

Carlos Alberto Lopes habló de dar valor agregado al gas

carlos alberto lopes* “Países que tienen gas deberían tener una diversificación de sus ventas, vender para energéticos pero también vender para no energéticos. Dentro de los productos no energéticos, creo que amoniaco y urea y otros productos que vienen adelante son productos muy interesantes para hacer, porque son los primeros pasos para que después vengan otros productos más adelante” *Socio director de Gas Energy.


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Fotos: Eduardo Zabala/ Reporte Energía

eventos

Elizabeth Mendez (der.) de Trans Salvatierra estuvo presente en Expologística.

CTrans anunció, en la muestra, que tras su crecimiento empresarial se convierte en corporación.

Kuehne-Nagel expuso avances en logística de almacenaje y distribución.

Expologística 2011

logística nacional con buena nota La primera feria internacional de productos y servicios logísticos en Bolivia, realizada en abril, acercó las empresas de servicios y productos vinculados a este rubro a los visitantes que acudieron al Pabellón Brasil de Fexpocruz. TEXTO: doria Añez s.

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BS Logistics exhibió novedades del servicio de transporte aéreo, marítimo y terrestre.

Pro Cargo, empresa forwarder, dio conocer su red de agentes a nivel mundial.

Arnaldo Rocco (der.) de Terminal Puerto Arica dictó una conferencia durante la feria.

Ransa mostró una de sus ofertas para digitalización de grandes volúmenes de documentos.

La compañía de transporte de carga, Movicargo, fue uno de los 70 expositores.

a feria especializada Expologística, en su primera versión, mostró las principales novedades del sector, además de una gama de ofertas de servicios de las compañías participantes, por lo que fue calificada como ‘exitosa’ por parte de expositores, asistentes y por la organización del evento. En este sentido, Arnaldo Rocco, jefe comercial de Terminal Puerto Arica manifestó su complacencia por los resultados del evento. “La verdad que la cantidad de visitas que hemos tenido en nuestro stand ratifica lo que nosotros teníamos presupuestado”, comentó. Asimismo señaló que la muestra sirvió para “acercar el puerto a la gente” y resaltó que “se hace necesario contar aquí en Bolivia con este tipo de exposición”. A su vez, Federico Badia, gerente general de Compass una de las empresas de Omnium, grupo logístico de Bolivia, dijo que en la feria se registró gran participación, además de beneficiar al público en general que requiere conocer ofertas logísticas. Por su parte, Fernando Terrazas, organizador de la feria destacó la participación del público y la visita de los cónsules de Argentina y Uruguay, así como también de personas ligadas al comercio internacional. Expologística contó con la participación de 70 expositores. Tuvo un área ‘demo’ para demostraciones y de manera paralela al evento se realizaron conferencias especializadas con invitados internacionales. ▲


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Foto: Eduardo Zabala/ Eduardo Zabala

Foto: Eduardo Zabala/Reporte Energía

eventos

Foto: Eduardo Zabala/ Reporte Energía

Premiación. La Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) otorgó 2.000 “Premios 100 a la Excelencia” en el día del niño, beneficiando a escolares destacados. Cada uno de los estudiantes recibió 100 dólares como apoyo económico para sus estudios.

Seminario. Prodimsa realizó el Seminario de Lubricantes Automotrices. Raúl Reimer de YPF Argentina estuvo a cargo de las disertaciones en Santa Cruz y Montero. Además, en la ocasión fue presentado el sitio web oficial de la compañía www.prodimsa.com

Mario Arenas, presidente de YPFB Andina, lanzó la II versión del Plan Nuevos Profesionales

YPFB ANDINA FORTALECERÁ RRHH EN EXPLORACIÓN YPFB Andina fortalecerá sus Recursos Humanos (RRHH) a través del programa de formación denominado Plan Nuevos Profesionales para los recién egresados de las carreras requeridas afines al sector. El objetivo es contar a mediano y largo plazo con personal técnico que tenga las competencias necesarias para llevar adelante el desarrollo de proyectos de upstream. En este sentido, YPFB Andina lanzó la

convocatoria en abril, para que los recién egresados de las carreras de ingeniería petrolera, electromecánica, de geología, química y de procesos postulen a la selección de personal. El Plan se desarrolla en 4 etapas, siendo la última un entrenamiento en el puesto de trabajo en las operaciones de la compañía bajo el seguimiento y evaluación de un tutor. Podrán participar en la selección todos los egresados de las universidades del país.


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Empresa

de manera continua realizamos cursos de capacitación en seguridad y medio ambiente. Haremos todas las gestiones para que nuestro personal trabaje para su beneficio

Sandra Bruno, gerente general de Cerabol

La inversión total fue de 7 millones de dólares

nueva planta de Cerabol utilizará 360.000 mC/mes de gas natural Fotos: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Esta unidad productiva necesitará 280.000 kilovatios/hora por mes de energía eléctrica. Según Cerabol la planta cumple con los estándares más exigentes de calidad, seguridad y respeto al medio ambiente. Utiliza decantadores para evitar residuos. TEXTO: pAOLA mÉNDEZ L.

C

erámica Boliviana Limitada (Cerabol) utilizará 360 mil metros cúbicos de gas por mes en su segunda unidad productiva “Cerámica Rafaela” inaugurada en Santa Cruz de la Sierra, informó Jaime Costa, gerente de producción de la compañía industrial. Según Costa, esta planta que demandó una inversión de $us 7 millones, necesitará también 280.000 kilovatios/hora por mes de energía eléctrica, por lo que es considerada una de las industrias con mayor consumo de potencia del país. Respecto al cuidado del medio ambiente, el gerente de producción de Cerabol sostuvo que cuentan con un sistema de control de líquidos y sólidos que evita la contaminación dentro de la planta, y que además, trabajan con filtros decantadores que absorben cualquier tipo de residuos durante el proceso. “Constantemente realizaremos monitoreos. Nos adecuamos a las normas ambientales existentes en Bolivia. La planta cumple con los estándares más exigentes de calidad, salud, seguridad y respeto al medio ambiente”, remarcó. Por su parte, Sandra Bruno, gerente general de la compañía explicó que Cerámica Rafaela tendrá una producción mensual de

Sandra Bruno, gerente general de Cerabol (centro) durante el corte de cinta previo a la inuguración de la nueva planta de cerámica Rafaela, junto otros ejecutivos de la compañía.

240.000 metros de pisos y revestimientos generados con tecnología italiana, considerada de alta calidad por el tipo de máquinaria que se utiliza. “Hoy nos proyectamos hacia el futuro con la última tecnología, pero tomando como base una larga tradición industrial”, subrayó Bruno. Consultada respecto a las normas de seguridad para los 120 trabajadores de esta planta, Bruno dijo que cada uno de ellos cuenta con los implementos necesarios de seguridad, pero que lamentablemente mu-

chos son resistentes a utilizarlos. Sin embargo, aclaró que el personal de Recursos Humanos de Cerabol se encargará de capacitarlos a fin de que utilicen toda esa indumentaria, además de pasarles cursos de primeros auxilios en caso de existir alguna emergencia en horarios de trabajo. “De manera continua realizamos cursos de capacitación en seguridad y cuidado de medio ambiente. Haremos todas las gestiones para que nuestro personal trabaje para su beneficio”, acotó la gerente general de Cerabol.

Cerabol es una compañía dedicada a la producción y comercialización de pisos y revestimientos cerámicos. Fue creada en 1970 por el italiano Andrea Bruno Morino. Con la inauguración de la nueva planta Rafaela, se triplicará la capacidad productiva de Cerabol y se permitirá activar las exportaciones a diversos mercados de la región como Chile, Perú y Uruguay. La planta Rafaela fue construida sobre una superficie de 10.000 metros cuadrados y está ubicada en el kilómetro 3 de la carretera a Camiri en el municipio de La Guardia. ▲



Reporte Energía Edición N° 55