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Imagen: RE

petróleo & gas

‘bolivia requiere retomar inversiones en exploración para exportar gnl’ Marco Tavares, uno de los expositores del 5to Congreso de la CBHE, adelantó a Reporte Energía su visión sobre las perspectivas del desarrollo P. 13 del GNL y las oportunidades para el país.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 83

Del 1 al 15 de agosto de 2012

WTI ($us/BBl de petróleo) Jul 18

Jul 19

Jul 20

Jul 23

Jul 24

Suscripción RE

89.22 89.87 92.66 91.44 88.14 88.50 Precio del gas boliviano para Argentina

Precio del gas boliviano para Brasil

11,17 $us/MMBTU

9,29 $us/MMBTU

Imagen: Reporte Energía

DESTACADO

especial 6 de agosto

bolivia: economía crece, pero trabas impiden real desarrollo En el 187 aniversario de la independencia del país, empresarios, autoridades y analistas evaluaron su situación política, económica y energética e identificaron las P. 24 principales tareas pendientes. minería

proponen aplicar contrato múltiple en explotación del mutún Cívicos de la provincia Germán Busch, directores de la ESM y expertos sugieren que la logística del proyecto siderúrgico debería estar a cargo de las empresas que se P. 23 adjudiquen la nueva licitación.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

ciat pone en marcha planta de biodiésel

p. 6-7

aprueban segundo crédito del bcb a ypfb por Bs 9.100 mM

Este nuevo préstamo financiará la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco y el complejo de Urea y Amoniaco. Sugieren una reingeniería en la estatal petrolera antes de manejar estos millonarios recursos económicos a fin de evitar hechos de corrupción.

E

l directorio de Yacimientos dio ‘luz verde’ al requerimiento crediticio para la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco en Bs 1.160 millones que equivalen al 23% que no tenía financiamiento. Respecto a la Planta de Urea y Amoniaco en Carrasco, se

demanda Bs. 7.795 millones que corresponden al 100% de su presupuesto de construcción y puesta en operación. También se contempla para otros proyectos de industrialización Bs. 144.3 millones. Los desembolsos se realizarían entre 2012 y 2015. p. 14-15

Foto: Edén García / Reporte Energía / Saavedra - Planta de producción de Biodiésel - CIAT/27 de julio de 2012

Con el auspicio de:

Jul 17

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

Fuente: eia.gov/ypfb/hidrocarburosbolivia.com

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE


GEOSYSTEM 26,2 x 37


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Camiri pide side track en SRR X-1; YPFB Andina inicia desmontaje de equipos

Expertos: ‘Mutún requiere contrato múltiple de explotación’

LO ÚLTIMO gas & electricidad EMITIÓ bonos en bbv por Bs 12 MM La empresa Gas & Electricidad SA acudió a la Bolsa Boliviana de Valores (BBV) para realizar una emisión de pagarés bursátiles, cuya colocación ascendió a un monto total de Bs 12.236.583. La emisión fue estructurada en dos series, cada una con un valor nominal de Bs. 1.000, es decir el monto mínimo de inversión. Esta emisión que se denomina “pagarés bursátiles Gas & Electricidad – Emisión 2”, generará un interés a plazo fijo. Los papeles que conforman la serie A están fijados a un plazo de 329 días y pagan una tasa fija del 2.50%; mientras que los de la serie B se hallan a un plazo de 357 y a una tasa de 2.60%.

CAF PROMUEVE medidas que mejoran la seguridad vial El banco de desarrollo de América Latina (CAF) forma parte de los ocho bancos de desarrollo colaboradores de las Naciones Unidas para la seguridad vial. El grupo pasó revista a los avances realizados en el Plan para Decenio de Acción para la Seguridad Vial 2011-2020, cuyo objetivo es salvar 5 millones de vidas humanas y evitar 50 millones de lesiones graves. El grupo de colaboración de las Naciones Unidas para la seguridad vial presta ayuda a países de todo el mundo, por ejemplo, a través de una mejor gestión de la seguridad en las carreteras, vehículos y caminos más seguros, y atención de las víctimas después de los accidentes.

Foto: Reporte Energía

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Luis Sánchez: Estamos a la altura de grandes corporaciones y competencia Foto: Gob. Dptal. de Santa Cruz

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Foto: bp.blogspot

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Foto: Archivo / Reporte Energía

1 al 15 de Agosto | 2012 Foto: Archivo / Reporte Energía

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La energía eólica representará el 16,7% del consumo eléctrico mundial

EDITORIAL ÉTICAMENTE RESPONSABLE

ISO 5001 busca crear ‘cultura de la energía’

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

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l presidente Evo Morales acaba de darle su total resplado al presidente interino de YPFB, Carlos Villegas, que enfrenta uno de los más duros momentos de su gestión a la cabeza de la petrolera, capeando los supuestos hechos de corrupción y de indisciplina entre sus “mandos de confianza”. Es un golpe bajo para la imagen de la estatal el haberse descubierto indicios de supuestos delitos de corrupción en los procesos licitatorios de las plantas de separación de líquidos de Rio Grande y Gran Chaco, sumándose a la lista iniciada por el ex-presidente Santos Ramírez, recluído en un penal. Hoy está en manos de la justicia el determinar los grados de responsabilidad de los supuestos involucrados en este nuevo caso y, al determinarse su responsabilidad aplicar la sanción que manda la ley. Tan sencillo como eso. Ahora bien, sancionando a los responsables del dolo, nos preguntamos si se habrá acabado la corrupción y se habrán cerrado todas las posibilidades de que vuelvan ha presentarse en el futuro. Si fuera así, ¿de qué sirvió enviar a la cárcel a Ramírez?, ¿no era un buen ejemplo de lo que no debía hacerse y aún así algunos avezados se consideran inmunes y se lanzan a la aventura del dinero público fácil, apostando a ser inmunes?. La inmediata reacción del gobierno es aplicar “una cláusula anticorrupción” en los contratos, esperando que los funcionarios que aún estuvieran tentados a echar mano del dinero público, se abstengan o lo piensen dos veces. ¿Será ésta la solución?

En algunos países, se aplica un estándar, una certificación, que mide las mejores prácticas y la mejora cotinua de los operadores de hidrocarburos en materia ambiental, social y de buena gestión, con reconocimiento a nivel mundial*. Uno de los estándares a ser medidos es el de la “gestión corporativa, rendición de cuentas y ética”, destacando en una de sus cotas de desempeño lo siguiente: El Operador ha desarrollado e implementado políticas específicas, códigos de conducta y requerimientos para empleados, proveedores y contratistas para que las actividades relacionadas con el negocio se lleven a cabo bajo los más altos estándares éticos de manera que se asegure integridad, transparencia y cumplimiento de la legislación aplicable.” Ahora bien, si nos remitimos a los hechos, por más que se hubieran aplicado este tipo de estándares para su medición, es probable que los hechos de corrupción se sigan manifestando por la falta de conciencia ética de los funcionarios, pero es más probable que controles cruzados, retribución salarial por niveles de responsabilidad y un proceso de mejora continua, reduzcan el riesgo y eleven la nota de la empresa. Está claro que este tipo de estándares no son fórmulas mágicas para eliminar la corrupción, pero ayudan si se aplica esta otra cota de desempeño: “...mecanismos proactivos y permanentes para detectar, anticipar y prevenir potenciales conductas inapropiadas”. En síntesis, la gestión actual de YPFB debe esmerarse en mejorar sus estándares de seguridad, pagar mejor a su gente y tecnificar los recursos humanos en un marco de actividades éticas, responsables y transparentemente auditables. (*EO 100)

¿qué leen?

Luis Fernando Vincenti

El actual presidente ejecutivo de YPFB Transporte SA, Luis Fernando Vincenti, se conceptúa a si mismo como un lector apasionado. Para despejarse de la ampulosidad de informes que necesita revisar diariamente, suele sumergirse en la literatura. Actualmente está leyendo las obras de Gabriel García Márquez y Pablo Neruda.

DOCUMENTO INSTITUCIONAL

Revista corporativa

El Instituto para la Excelencia en los Negocios de Gas, Energía e Hidrocarburos (INEGAS) presentó su primer documento institucional, donde muestra los logros alcanzados en seis años de gestión. INEGAS apunta a convertirse en una referencia con prestigio nacional e internacional en programas de formación y capacitación.

Libro recomendado

De: Marcías J. Martínez

Ingenieros Consultores y Asociados, C.A. (ICONSA) publicó el libro “Cálculo de Tuberías y Redes de Gas”, de Marcías J. Martínez, dirigido a ingenieros, operadores y técnicos dedicados al estudio del gas natural. El contenido consiste en el diseño de tuberías y redes de gas, aplicando modelos matemáticos a nivel tecnológico.

Es una publicación quincenal de Reporte Energía S.R.L.. Distribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008. ISSN 2070-9218 Miguel Zabala Bishop Director Franco García Lizzett Vargas Edén García Johnny Auza David Durán

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Energías alternativas

El objetivo del CIAT es realizar pruebas investigativas en la elaboración de biodiésel con especies vegetales que no compitan con la seguridad alimentaria del país

Blas García, responsable del Proyecto Biodiésel del Centro de Investigación Agrícola Tropical (CIAT)

pRUEBA del biodiésel realizada EN UN MOTOR ESTACIONARIO

Extracción del biodiésel de la planta.

El motor recibió 80% de diésel fósil y 20% de biodiésel.

Se mezcló ambos productos.

El resultado es un solo combustible listo para ser usado.

$us 56.000 de inversión

Entra en funcionamiento planta pil Fotos: Edén García / Reporte Energía

Este proyecto que contó con el financiamiento y ejecución de la Gobernación de Santa Cruz, a través del CIAT, no pretende la comercialización del producto, sino la investigación y generación de información técnica en el proceso de su elaboración. saavedra.edén García S.

A

62 kilómetros al norte de la capital cruceña, en la Estación Experimental de Saavedra (EEAS), se encuentra la planta piloto de biodiésel que inició sus operaciones con fines investigativos el pasado mes de mayo y, hasta la fecha, ya se realizaron pruebas exitosas utilizando este biocombustible en un motor estacionario. La obra es una realidad gracias al impulso del Centro de Investigación Agrícola Tropical (CIAT), institución operativa de la Secretaría de Desarrollo Productivo del Gobierno Departamental de Santa Cruz, que se encargó del diseño del proyecto y la empresa cochabambina Planagro SRL que se adjudicó la construcción, instalación, montaje y puesta en marcha de la planta por un monto de $us 56.000. Reporte Energía realizó una visita a la estación y la planta, en donde se pudo observar el proceso de producción de biodiésel, proveniente del aceite de piñón, cusi y soya. Al ser un proyecto investigativo no se pretende comercializar el producto, sino generar información técnica y conocimientos para proporcionar a personas e instituciones interesadas en incursionar en el proceso de producción de biodiésel, se aclaró. La planta que tiene un capacidad de producción de 210 litros por día, cuenta con pequeños módulos que tienen la función de procesar el aceite vegetal extraídos de los cultivos y convertirlo en biodiésel. En la estación no se realizan los procesos de extracción del aceite de los vegetales, ya que no cuentan con moliendas, por lo que el CIAT obtiene la materia prima líquida de empresas aceiteras para fines investigativos. Una vez se cuenta con el aceite vegetal,

La planta cuenta con pequeños módulos que tienen la función de procesar el aceite vegetal extraído de diferentes cultivos y convertirlo en biodiesel.

se deposita en un módulo para su filtración y limpieza y, luego, se traslada al tanque reactor, donde se separa la glicerina del biodiésel, a través del proceso denominado transesterificación. Como último paso, se procede al lavado del biodiésel y su respectivo secado, a través de un proceso de calentamiento, dejándolo listo para su uso en máquinas, motores y vehículos que funcionan a diésel fósil. Asimismo, se cuenta con una planta de tratamiento de agua y un pequeño laboratorio que mide la calidad del aceite que se procesará en la planta y en donde se realizan pruebas preliminares de producción de biodiésel a pequeña escala.

El CIAT prevé utilizar el biodiésel en vehículos y motores de la Gobernación cruceña, mezclándolo con diésel fósil en una proporción de 80/20 por ciento (fósil – biodiésel, respectivamente). Después de mostrar el proceso de producción, el responsable del proyecto y la planta, Blas García, realizó demostraciones utilizando el biodiésel en un motor estacionario de pruebas. Para ello, se procedió a mezclar en el laboratorio, diésel fósil comprado en un surtidor cercano a Saavedra y biodiésel obtenido de la planta, en la proporción mencionada. Luego, vació el tanque del motor de prueba, lo llenó con el combustible preparado e

hizo funcionar el aparato sin ningún inconveniente. De acuerdo a García, el objetivo del CIAT es realizar pruebas investigativas en la elaboración de biodiésel con especies vegetales que no compitan con la seguridad alimentaria del país y, para ello, se trabaja con el piñón manso (Jatropha curcas) en parcelas cultivadas en Saavedra y en diferentes localidades del departamento cruceño como Camiri, Charagua, Cabezas, Saavedra, Cañada Larga y Roboré. El piñón es una especie potencial por el alto contenido de aceite en el grano con un promedio de 39%, doblando a la soya del cual se obtiene un 19%, aproximadamente.


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El piñón se va a convertir en un cultivo potencial cuando descubramos una variedad que no sea tóxica y se pueda vender el aceite y también la torta de piñón

Blas García - responsable del Proyecto Biodiesel del Centro de Investigación Agrícola Tropical (CIAT)

Se llenó el tanque con el combustible preparado.

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Energías alternativas

Finalmente el motor funcionó sin ningún inconveniente.

loto de biodiésel Sin embargo, García explicó que existen En adelante, según García, lo que resta algunos obstáculos con el piñón, ya que es con el proyecto es la creación de protocolos una especie tóxica no comestible, es decir, en la producción de biodiésel de diferentes se puede extraer el aceite, pero el bagazo materias primas y la realización de pruebas no sirve como alien maquinarias mento para peragrícolas y vehícusonas ni animales los que funcionan a el piñón es una especie como en el caso de diésel del Gobierno potencial por el alto la soya. Departamental Aucontenido de aceite en En este sentido, tónomo de Santa el grano con un proel CIAT y centros Cruz. medio de 39%, doblancientíficos de otros Este proyecto do a la soya del cual se países trabajan para de producción de obtiene un 19%, aproxiencontrar una vabiocombustible se madamente, sin embarriedad que no sea suma a otras inigo hay obstáculos tóxica y se convierta ciativas dadas en en un cultivo coSanta Cruz y el país, mercial, en el que se como el caso de la aproveche todo el potencial del grano. empresa Bioverde que instaló a inicios del “El piñón se va a convertir en un cultivo 2011 una planta para producir hasta 15.000 potencial cuando descubramos una varielitros de biodiésel por día, y que estaba a la dad que no sea tóxica y se pueda vender el espera de una norma en Bolivia para la coaceite y también la torta de piñón”, apuntó. mercialización de este producto. ▲

Se estudia variedades del piñón manso (Jatropha curcas) que no sean tóxicas.

El CIAT cuenta con plantaciones de piñón en diferentes partes del departamento para su estudio.


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petróleo & gas TEXTO: f. garcía/L.vargas

U

na de las finalidades principales de la norma ISO 5001 es instaurar en las organizaciones y empresas una cultura de ahorro de energía, que compromete a todos sus procesos y que va más allá de auditorías convencionales o acciones correctivas periódicas, explicó Magdalena Urhan, directora de Investigación de la Universidad Autónoma de Cali en Colombia. La experta disertará la temática: “Ventajas para Bolivia en aplicación de eficiencia energética, ISO 5001”, durante el quinto Congreso Internacional Bolivia, Gas y Energía 2012, a realizarse el 22 y 23 de este mes, organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE). En una entrevista concedida a Reporte Energía, la académica colombiana, remarcó que la norma de Sistema de gestión energética ISO 5001 se basa en el concepto de gestión, es decir, que parte de la premisa de que el consumo, uso y manejo de la energía en una región, empresa, sector industrial, organización y otros debe ser gestionada o administrada en una forma eficiente e integral. Según Urhan, el principal alcance de esta norma es que a diferencia del manejo convencional de la energía basado en auditorías

La aplicación de la norma en Bolivia y en cualquier país busca también reducir las pérdidas de energía que no corresponden a las demandas reales de la compañía

Magdalena Urhan, directora de Investigación de la Universidad Autónoma de Cali en Colombia

la presente versión está dirigida a medianas y grandes empresas

ISO 5001 busca crear ‘cultura de la energía’ La aplicación de la norma permite fijar los potenciales de ahorro de energía y de esta forma se apuesta a mejorar la competitivida de un sector, empresa, región y país. o acciones correctivas periódicas, en la mayoría de los casos dirigidas por personal externo a la empresa u organización, esta busca crear una ‘Cultura de la Energía’. Y añadió que en la productividad y la competitividad de la empresa se asume la energía como una variable vital, que compromete a todos los procesos que se desarrolla. Este alcance implica también que al implementar la norma, se establece un proceso de mejoramiento continuo que es definido estratégicamente desde la dirección de la empresa. Por otro lado, manifestó que la aplicación de la norma busca también reducir las pérdidas de energía que no corresponden a las demandas reales de la compañía y por consiguiente permite fijar los potenciales de ahorro de energía, es decir, se apuesta a me-

jorar la competitividad de un sector, empresa, región y en general un país. De acuerdo a Urhan, la norma va dirigida en esta versión particularmente a medianas y grandes empresas que tengan ya una cultura organizacional. Varios países y entre ellos Colombia, venían trabajando sobre el tema y han desarrollado modelos y metodologías para su aplicación en diferentes sectores industriales . En Bolivia debe revisarse la focalización de sectores en los cuales puede aplicarse la ISO 5001, lo que implica conocerla y comprenderla bien, señaló, para luego explicar que “es ventajoso poder establecer un lenguaje común para sus negociaciones con otros países, pues la norma y su seguimiento se convertirá en un “plus” en las negociaciones y tratados de libre comercio”. ▲

Foto: Reporte Energía

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Magdalena Urhan


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petr贸leo & gas

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petróleo & gas

Esperamos cambiar esta situación porque no se ve el beneficio en las comunidades, a veces se saca recursos pero sólo quedan allí. queremos buscar contrapartes para mejorar

Jorge Mendoza, capitán grande APG Yaku Igua

DOS CAPITANÍAS GUARANÍES DEL CHACO RECIBEN $US 2,5 MM

apg de YAKU IGUA Y VILLA MONTES reciben COMPENSACIÓN; kARAPARÍ AL MARGEN Foto: Archivo / Reporte Energía

La compensación medioambiental es un derecho de los pueblos indígenas que está constitucionalizado en Bolivia, respaldado en tratados internacionales, como el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), además de la Ley 3058. Yacuiba. FRANCO CENTELLAS

L

a compensación económica por impactos medioambientales en el territorio de los pueblos indígenas es un derecho constitucionalizado en Bolivia, respaldado en el mandato de los tratados internacionales, como el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), además de la Ley 3058. Pero ¿se cumple en el país? En el caso del pueblo indígena guaraní que habita gran parte de la provincia Gran Chaco de Tarija, el acatamiento de esta norma es a medias. Yacuiba, Caraparí y Villa Montes, territorios muy similares geográfica y socialmente, comparten los mismos recursos económicos obtenidos por las regalías petroleras de los hidrocarburos extraídos de la zona. Como provincia las tres secciones municipales reciben el 45% del 11% que percibe el departamento de Tarija. Internamente ese porcentaje se divide en tres partes iguales: 15% para cada municipio. No obstante los recursos obtenidos por las regalías, el pueblo indígena-originario guaraní, organizado también en el Gran Chaco en tres capitanías zonales, Yaku Igua, Karapari y Villa Montes, manifiestan su preocupación por la contaminación medioambiental que genera la actividad extractiva de los hidrocarburos en la provincia. En ese sentido, ante cualquier nuevo proyecto que se pretende instalar en la zona, el pueblo guaraní pone de manifiesto su derecho constitucional a la consulta y participación, por ende, la correspondiente compensación económica por el daño medioambiental generado en la actividad petrolera. La Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) Yaku Igua y Villa Montes, son las dos capitanías más favorecidas. En el caso de Karaparí no se conoce que haya recibido en los últimos años recursos económicos por compensación de impactos medioambientales. Yaku Igua y Villa Montes están ubicadas en la zona de influencia de Gasoducto Yacuiba – Rio Grande (Gasyrg), por donde se envía el gas de exportación al Brasil. Ambas capitanías obtienen juntas $us 2,5 millones, como compensación medioambiental por parte de la operadora Transierra SA. Por su parte la capitanía guaraní de Karaparí, pese a contar en su territorio con la planta de San Alberto, no recibe recurso alguno y ninguna empresa petrolera entrega

Miembros de la APG Yaku Igua en una de las labores de fiscalización de las actividades petroleras. Los indígenas afirman que actualmente no están recibiendo recursos por compensación.

recursos en compensación por impactos no mitigables a esa capitanía zonal. Los recursos entregados por las operadoras de hidrocarburos se destinan a proyectos vecinales o municipales, de acuerdo a la versión de la APG de esa zona. $US 1,250.000 MM PARA 20 AÑOS El mburuvicha guasu (capitán grande) de Yaku Igua, Jorge Mendoza, se encuentra a la cabeza de las 18 comunidades que comprende la zona. El territorio de la Capitanía comprende la comunidad de Timboy Tiguasu, cerca a la quebrada Cortaderal, hasta Tembype, y desde Yacuiba hasta Pananti. En el interior de Yaku Igua se encuentran el Gasyrg, Gasoducto Juana Azurduy (GIJA) y próximamente la planta separadora de líquidos Gran Chaco, en proceso de instalación. Se estima que al culminarse la planta separadora de líquidos, en los siguientes dos años como está previsto, los tres proyectos sumarán casi $us 800 millones (GIJA: $us 32,5 millones; Gasyrg: $us 300 millones y Separadora Gran Chaco: $us 498 millones). Actualmente Transierra SA es la empresa petrolera que entrega mayor cantidad de recursos como compensación medioambiental al pueblo guaraní Yaku Igua: $us 1.2 millones a entregarse en los próximos 13 años, puesto que ya se inició el proceso en 2005. “Transierra nos apoya en programas de impactos medioambientales, y en nuestro plan de desarrollo guaraní”, explicó Mendo-

za. Al mismo tiempo reveló que durante el primer año de aplicación de la compensación (2005) la APG Yaku Igua recibió en sus cuentas un monto superior a los $us 100 mil. El segundo año 127 mil y luego 90 mil. “Hemos tropezado con un problema. La anterior directiva no logró rendir cuentas a tiempo y por la falta de este trámite, desde hace unos tres años que no hemos vuelto a recibir esos recursos”, amplió Mendoza. La anterior directiva de la APG Yaku Igua estuvo a cargo de Quintín Valeroso, quién aclaró que por la falta de la firma de algunos recibos no se logró completar el informe que pide Transierra SA como requisito para continuar desembolsando el dinero. Un problema que espera ser solucionado en las siguientes semanas. El destino de los recursos obtenidos durante los primeros tres años del programa de compensaciones fue la instalación de cabañas porcinas, cría de ganado bovino, cría de pollos y mejoramiento de viviendas. Mendoza también explicó que la idea es cubrir la necesidad y demanda de las familias guaraníes. En el caso del GIJA, el capitán grande afirmó que luego de la consulta y participación se estableció un monto de $us 200 mil como compensación a pagarse en una sola cuota. Esa cantidad ya fue depositada en las cuentas de la APG y se destinó a fortalecimiento organizacional, además de distribuirse de forma equitativa entre las 18 comunidades de la Capitanía.

“Son los únicos dos proyectos de los cuales obtuvimos compensación, aunque debo aclarar que durante mi gestión sólo hemos manejado los $us 200 mil del GIJA y no así los recursos provenientes de Transierra”, aseveró Mendoza. Por la construcción de la planta separadora de líquidos también corresponde la realización de la consulta y participación, y por lo tanto recursos económicos de compensación por impactos no mitigables, concluyó. VILLA MONTES Y SUS CUENTAS AL DÍA A su vez, la capitanía zonal de Villa Montes también está influenciada por el Gasyrg y tiene similar tratamiento a la zona de Yaku Igua: $us 1.2 millones para los próximos 20 años, de acuerdo a la explicación del capitán grande Alberto Viorel. La autoridad guaraní aclaró que el convenio con Transierra SA se cumple sin problemas, debido a la presentación puntual de los informes que la operadora del gasoducto les pide como requisito para los desembolsos anuales. “Transierra es la única empresa que realiza la compensación con nuestro pueblo originario, como nos corresponde. Después no hay otra”, manifestó Viorel. Asimismo, dijo que al igual de Yaku Igua es un convenio de 20 años que se inició en 2005. “En 2011 recibimos $us 97 mil y este 2012 recibimos $us 49.300”, acotó. La gestión para recibir tales recursos de


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Alberto Viorel, capitán grande de APG Villa Montes Transierra se inicia los primeros días de julio y termina en la misma fecha el siguiente año. De acuerdo al convenio se establece una adenda que señala que el monto económico que no se rindió cuentas a Transierra hasta el siguiente año, se contabiliza como ya desembolsado. Esto llevó a la capitanía zonal de Villa Montes a no tener deudas hasta la fecha. “Hemos aplicado un mecanismo de distribución igualitaria similar a la anterior Participación Popular. De acuerdo a convenio, 10% se destina a fortalecimiento organizacional: reparación de vehículos, compra de combustible, material de escritorio; 5% va para el ñandereco (forma de ser) para cuando hacemos nuestras asambleas: refrigerios, almuerzos, organización de los talleres. Todo el resto se distribuye en partes iguales con las 13 comunidades que comprende la zonal Villa Montes”, explicó Viorel. El resto de los recursos entregados a las 13 comunidades son destinados a proyectos agrícolas, ganadería y artesanía que las familias guaraníes encaran, aunque existen otros programas destinados a la conservación del medioambiente, según la autoridad guaraní. EN KARAPARÍ CARECEN DEL BENEFICIO El asesor de la Capitanía de la APG Karaparí (Caraparí, segunda sección de la provincia Gran Chaco), Rubén Cuba, negó enfáticamente recibir recursos por compensación de

impactos ambientales de proyectos ejecutados por empresas operadoras en la zona. “Ninguna compensación de ningún tipo recibimos en Caraparí. En el caso de Petrobras cero, nada”, sostuvo Cuba. Para el técnico la “situación” se arregló con las Organizaciones Territoriales de Base (OTBs), con el municipio, las comunidades del sector campesino y el Comité Cívico, sin participación de la APG. No obstante, en la unidad de medio ambiente del gobierno municipal de Caraparí, a cargo de Juan Carlos Vásquez, negaron que reciban algún tipo de compensación medioambiental por las operaciones que realiza Petrobras. Por su parte, el presidente de la OTB Virgen de Guadalupe, Rómulo Tórrez, afirmó desconocer que a las otras dos OTBs del área municipal les entreguen algún dinero por el mismo concepto. “Como APG nunca se vio ningún peso. Desde que ingresó Petrobras y desde que se instaló la Planta de San Alberto hasta la fecha no hubo compensación económica medioambiental”, aseveró Cuba. Los entrevistados coincidieron en resaltar que si bien la consulta y participación es un derecho de los pueblos indígenas, se deben establecer mecanismos de participación y fiscalización más idóneos para evitar divisiones en la organización y asegurar un buen uso de los recursos económicos. ▲

petróleo & gas

insisten en consulta y participación EN GRAN CHACO Aunque todavía no se definió con las autoridades sectoriales el informe final de la evaluación de impacto ambiental que dio origen a la licencia ambiental para el proyecto de Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) de la zona de Yacuiba determinó continuar con su petición de la realización de consulta y participación. Este proceso permite acceder a recursos ecónomicos por compensación si se identifican impactos no mitigables del proyecto. “Hemos acordado con la organización exigir la consulta y participación en la instalación de la planta separadora de líquidos. Esto está dentro de la ley. Lo vamos hacer respetar aunque el Gobierno diga que no se hará”, aseveró Jorge Mendoza capitán grande de la zona Yacuiba. A raíz de esta demanda, las puertas del lugar donde debe construirse la planta separadora fue bloqueada en dos ocasiones por los miembros del pueblo guaraní. “El gobierno no está queriendo reconocer este nuestro derecho. Ya hemos revisado el Estudio de Evaluación del Impacto Ambiental (EEIA) y amerita que se haga la

Foto: Archivo RE

transierra es la única empresa que realiza la compensación por impactos ambientales con nuestro pueblo originario, como nos corresponde. Después no hay otra

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Jorge Mendoza, capitán APG Yacuiba

consulta, por más que el Gobierno diga que no y eso vamos a hacer respetar”, amenazó Mendoza. En la primera semana de julio se suscribió en la comunidad de Yeroviarenda un acuerdo entre los viceministros de Medio Ambiente, Biodiversidad, Cambios Climáticos y Gestión Forestal, Beatriz Zapata; de Desarrollo Energético, Franklin Molina; el director nacional de Medio Ambiente de YPFB, Helmudt Muller, y los mburuvichas de la APG, Yaku Igua. Se acordó la realización de proyectos de inversión social integral para el pueblo guaraní. ▲


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Petróleo & gas

no estaremos de brazos cruzados mientras desmantelan los equipos de perforación en sararenda, esta acción falta al acuerdo entre YPFB aNDINA y Camiri

Ronny Vargas, presidente del Comité Cívico de Camiri

ante Fracaso de perforación exploratoria

camiri pide sidetrack en sRR x1; ypfb Andina inicia desmontaje de equipos

A

nte el anuncio oficial de YPFB Andina sobre la parada técnica del pozo Sararenda (SRR) X-1 por “problemas tectónicos” a 6.050 metros de profundidad, el Comité Cívico de Camiri liderado por Ronny Vargas, mediante resolución, pidió que antes se realice un nuevo direccionamiento en la perforación (side track). Al respecto, el geólogo consultor de los cívicos de Camiri, Edmundo Pérez, dijo que esta propuesta es técnicamente viable para ubicar el área subsuperficial de la formación Huamampampa. De acuerdo al informe técnico de Pérez, esta desviación se tiene que hacer a una profundidad menor a los 6.000 metros para encontrar el yacimiento Huamampampa. Sin embargo, aunque no cuenta con el informe completo de YPFB Andina, afirmó que técnicamente existe esa posibilidad. “Como asesor del comité tenemos argumentos técnicos geológicos para solicitar esta operación con la certeza de que se puede encontrar los hidrocarburos que están esquivando ahora”, indicó. Para el experto en perforación llegar a 6.050 metros de profundidad con un valor de $us 57 millones es destacable, puesto que la mayoría de los pozos llegan a los 5.000 metros para encontrar la formación Huamampampa. El equipo de consultores de los cívicos camireños espera que YPFB Andina informe sobre la profundidad adecuada para realizar el sidetrack . Sin embargo, la empresa manifestó que esta alternativa es insegura por las presiones altas que alcanzan las 15 mil libras. Pérez dijo a su vez que, en base a sus 20 años de experiencia, esta operación es viable y en exploración se deben tomar riesgos. Para el experto, la decisión de una parada técnica para iniciar los estudios de sísmica 2D es más arriesgada que realizar un desvío en el pozo, desde el punto de vista económico y de tiempo, puesto que solo el traslado del equipo vale aproximadamente $us 1 millón, lo que genera dudas de que YPFB Andina vuelva a movilizarlo. Al respecto, Ronny Vargas, presidente del Comité Cívico de Camiri, recibió la no-

ticia como un “baldazo de agua fría” para la capital petrolera y el país, por lo que en una asamblea cívica declararon estado de emergencia en esa región del país. Entre los puntos de la resolución emitida solicitaron la presencia del presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, para comunicarle que si YPFB Andina no realizará una segunda perforación en Sararenda, este proyecto pase a competencia de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, para que comande el sidetrack en SRR X1. “Más allá del informe de la compañía creemos que es factible el nuevo direccionamiento. Además existe los recursos para que se ejecute esta perforación”, enfatizó Vargas. Además, advirtió que no se quedarán con los brazos cruzados mientras desmantelan los equipos de perforación en Sararenda, accionar que fue condenado por el cívico como una falta de lealtad ante el acuerdo de esperar una reunión con un equipo de asesores de la región. Al respecto, se conoció que YPFB Andina efectivamente está realizando el desmontaje del equipo de perforación de la empresa Petrex en SRR X1, puesto que el tenerlo parado implica un promedio de $us 100 mil por día. Entre tanto, el informe de YPFB Andina señala que mientras dure el estudio de sísmica 2D, la compañía suspenderá temporalmente los trabajos de perforación que se estaban efectuando desde finales de diciembre de 2010. Según Jorge Ortiz, presidente ejecutivo de la compañía, se tiene una marcada convicción técnica de encontrar nuevos yacimientos de gas y condensado “por lo que continuarán trabajando en la realización de estudios geológicos del modelo estructural en el objetivo de descubrir nuevas reservas de hidrocarburos en la formación Huamampampa”. Inicialmente el objetivo del proyecto exploratorio era obtener producciones de gas y condensado en volúmenes comerciales en la formación Huamampampa a una profundidad inferior a 4.520 metros. Según los estudios probabilísticos Sararenda tendría 1,2 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) y 34 millones de barriles de condensado. ▲

La perforación del pozo Sararenda X1 culminó. YPFB Andina anuncia la realización de labores de sísmica 2D.

OPINIóN Gerardo Corcos, director carrera ingeniería petrolera UAGRM

“pese a resultados improductivos quedan valiosos datos exploratorios” En la fase exploratoria se hace un árbol de posibilidades ó “estudios probabilísticos”. En este caso señalaban un reservorio de 1,2 TCF de gas natural y 34 millones de barriles de condensado. En base a estos datos se debe definir el camino más factible, YPFB Andina decidió perforar directamente el pozo. Ahora que alcanzaron los 6.050 metros de profundidad resultó improductivo y deciden hacer una corrida de sísmica 2D a todo el bloque. Lo primero que debieron hacer era este estudio sísmico para definir la estructura y finalmente entrar al pozo, de esa manera se hubieran ahorrado $us 57 millones. Pero todo pozo político está sujeto a estos resul-

tados y el personal de Yacimientos se ha visto presionado por encontrar un pozo productor. Porque cada paso que se realiza en exploración requiere tiempo de evaluación, interpretación y de ejecución. Ahora ese tiempo se necesita para cumplir con los trámites que necesita la sísmica. Desde el punto de vista productivo, no es satisfactorio pero desde el punto de vista exploratorio han obtenido buena información muy valiosa y fidedigna para otros prospectos exploratorios.

Foto: Archivo RE

TEXTO: lizzett vargas o.

Foto: Archivo / Reporte Energía

El Comité Cívico de Camiri se opone a la parada técnica del pozo SRR X1. YPFB Andina optar por realizar sísmica 2D.


1 al 15 de Agosto | 2012

(el país) debería primero garantizar retomar las inversiones en exploración, lo cual solamente es posible si ocurre un profundo cambio de la ley de hidrocarburos

Foto: Reporte Energía

Marco Tavares, presidente del Consejo de Administración de Gas Energy SA

Marco Tavares

TEXTO: franco garcía S.

¿Cuál es la expansión que ha tenido el GNL en la región en los últimos años? La región está definitivamente insertada en el panorama de GNL. A partir de dos terminales flotantes de Argentina (Bahía Blanca y Escobar), de Brasil (Pecem y Bahía da Guanabara) y el terminal onshore de Quintero en Chile, ademas del tren de liquefacción de Peru LNG, tenemos una capacidad de importación de 17 Mtpa y de exportación de 4 Mtpa. El GNL atiende déficits estructurales de gas firme para Argentina y Chile, permite a Brasil operar con GNL flexible para su sistema eléctrico y brinda escala a Perú en su monetización de las reservas de gas de Camisea.

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petróleo & gas

marco tavares, presidente de consejo de administración gas energy SA

‘bolivia requiere retomar las inversiones para exportar gnl’ Uno de los expositores más destacados del 5to Congreso de la CBHE, adelantó a Reporte Energía, su visión sobre las perspectivas del GNL en las regiones y las oportunidades para Bolivia. Otros países como Colombia y Uruguay analizan también entrar con nuevos terminales de regasificación y Brasil tiene un nuevo terminal flotante en Bahia con capacidad de 4Mtpa en construcción y dos nuevos terminales planeados, en Espirito Santo en Barra do Riacho y uno en Rio Grande en el sur de Brasil, que pueden agregar entre 6 a 7 Mtpa de capacidad adicional de regasificación de gas importado de Brasil del Pré Sal. Incluso se espera que el terminal de Espirito Santo pueda ser un terminal onshore bidirecional asociado en el futuro a una unidad de liquefación. De esa forma, el movimiento del GNL en la región puede representar de 30 a 35 Mtpa al final de la década que torna esa región en un gran mercado para el GNL de la Bacia Atlántico.

Actualmente ¿cuáles son las ventajas que ofrece el GNL frente a la demanda de gas natural? Las ventajas principales son la capacidad de oferta de otros países, con suministro diversificado o flexible que permite el atender necesidades específicas de cada país y de independizar los países de la importación por gasoductos que se mostró poco confiable a largo plazo como estrategia vistos los problemas regionales ocurridos al término de la segunda mitad de la última década. ¿Qué aspectos se destacan del GNL frente al uso de gasoductos? La diversificación de las reservas que atienden el suministro es la principal, evitando que políticas dañinas para la cadena de E&P de los países exportadores perjudiquen la estabilidad energética de los países impor-

tadores. ¿Cuáles son los aspectos a considerar para su implementación en Bolivia? Para que Bolivia implemente una industria de exportación de GNL en el inflamado mercado asiático debería primero garantizar retomar las inversiones en exploración, lo cual solamente es posible si ocurre un profundo cambio de la ley de hidrocarburos, en la actividad regulatoria, y la relación de las autoridades gubernamentales con los inversionistas extranjeros. Solamente retomar el círculo virtuoso de inversiones en la industria petrolífera de Bolivia podrá garantizar un posicionamiento suficiente en reservas de gas para asegurar las fuertes inversiones en un tren de liquefacción en la costa de Perú o Chile y la logística necesaria para ello. ▲


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petróleo & gas

Con el primer crédito del Bcb se logrará cubrir los recursos para la Planta de Río Grande e incluso se tendrá un remanente para un posible incremento en el costo de dicha obra

Informe Técnico DNIF - 61 2012 YPFB

fijan cronograma de desembolsos del empréstito hasta 2015

directorio de ypfb aprueba segundo cré Este nuevo préstamo financiará la parte restante de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco y la totalidad del complejo de Urea y Amoniaco. Además se destinará Bs 144.3 millones para posibles aumentos en el monto de las obras en las plantas Río Grande y Gran Chaco. el primer empréstito cambió de moneda y monto

TEXTO: franco garcía S.

Y

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realiza las gestiones para contar con un segundo crédito del Banco Central de Bolivia (BCB) por Bs 9.100 millones para solventar la parte restante de la Panta de Separación de Líquidos Gran Chaco y en su totalidad el complejo de Urea y Amoniaco, según informes oficiales a los que tuvo acceso Reporte Energía. En cuanto a la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco se solicita un monto de Bs 1.160.421.148 que corresponde al 23% que faltaba financiar. Respecto a la Planta de Urea y Amoniaco en Carrasco, se demanda Bs. 7.795 millones que corresponden al 100% de su presupuesto de construcción y puesta en operación. Asimismo, la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos con nota YPFB - VPNO-183- GNPSL-00558/2012 del 5 de julio de 2012 señaló que se encuentran trabajando en adendas a los contratos de las Plantas de Separación de Río Grande y Gran Chaco, pudiendo concluir en modificaciones en el monto, plazo y alcance de dichas obras. De esta manera, con la finalidad de prever inversiones adicionales por incremento en costos de la Planta de Separación Gran Chaco y/o financiar actividades de otros proyectos de industrialización que ejecuta YPFB, se considera que el remanente de recursos del segundo crédito sea inscrito de manera inicial como “Por asignar en proyectos de industrialización” con un monto de Bs. 144.3 millones. Además se indica que la Gerencia de Plantas de Separación de Líquidos de Yacimientos está encarando otros proyectos de industrialización que no cuentan con financiamiento asegurado hasta su conclusión y cuya estimación de costos se conocerá en los siguientes meses. Actualmente se encuentra en ejecución el primer crédito otorgado por el BCB A YPFB el 10 de septiembre de 2009 y que sufrió sucesivas modificaciones en cuanto al monto y cronograma de desembolso, siendo la última la efectuada el 18 de abril de 2012 por un total de Bs 4.879 millones. Según el informe oficial hasta la fecha se desembolsaron la totalidad de los importes que estaban destinados a YPFB Transporte. En este marco se transfirió los recursos para el Gasoducto de Integración Juana Azurduy

10 de septiembre de 2009. YPFB y el BCB firmaron el Contrato de Préstamo SANO 202/2009 en condiciones concesionales para financiar proyectos de inversión en el sector hidrocarburos, por un monto de $us 1.000 millones, con un plazo de 20 años, tiempo de gracias de 5 años a partir del primer desembolso, a una tasa de interés de 1% anual. 19 de agosto de 2010. Se firmó la primera adenda que modifica moneda de dólares estadounidenses a bolivianos, quedando el financiamiento por un moento total de Bs. 6.970 millones. 9 de octubre de 2010. Se promulgó la Ley No.50 del Presupuesto Reformulado, en la cual se destina Bs. 2.091 millones del

(GIJA) con Bs 224.9 millones, Ampliación del Gasoducto Villamontes - Tarija (GVT) con Bs.71 millones y Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA Fase I con Bs 342.8 millones. Los recursos que estaban destinados al financiamiento de las Plantas de Separación de Líquidos de Río Grande por Bs 1.162 millones y Gran Chaco por Bs 3.077 millones, se encuentran en plena ejecución, habiendo incluso solicitado al BCB la ampliación del

la gerencia de plantas de separación de líquidos de yacimientos está encarando otros proyectos de industrialización que no cuentan con financiamiento asegurado hasta su conclusión

periodo de desembolso hasta finales de la gestión 2013. Con el primer crédito del Banco Central de Bolivia se logrará cubrir la totalidad de los recursos necesarios para el financiamiento de la construcción y la fiscalización de la Planta de Río Grande (Bs 1.162 millones) e incluso se tendrá un remanente como previsión del 1,8% del valor total de la construcción y fiscalización de la planta para un posible incremento en el costo de dicha obra. Con relación al financiamiento de la Planta de Separación de Gran Chaco, del valor total del presupuesto vigente (Bs. 4.238 millones) para la construcción, fiscalización y

crédito del BCB, a la empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), para la implementación de proyectos de industrialización. Con resolución de Directorio de YPFB No. 48/2010, se autoriza la desafectación de $us 300 millones del crédito del BCB SANO 202/2009. 29 de diciembre de 2010. Se firmó la segunda adenda que reduce el monto del préstamos a Bs. 4.879 millones por la transferencia de Bs. 2.091 millones a la EBIH para proyectos de industrialización. 18 de abril de 2012. A través de la Resolución de Directorio No. 33/2012 se aprueba la última modificación al cronograma de desembolsos del primer crédito del BCB.

compra de equipos estratégicos, con el primer crédito del BCB se logrará cubrir el 73%. Queda un saldo sin financiamiento a la fecha de Bs 1.160 que será cubierto con el segundo crédito del BCB. Con relación al proyecto de la construcción de la Planta de Urea y Amoniaco, según la programación de 2012 se prevé que el proceso de licitación concluya de manera satisfactoria con la adjudicación de una empresa en agosto de 2012 y la firma de contrato hasta mediados del mes de septiembre. Con relación a los otros dos proyectos de industrialización, a través de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Licuables se encuentran en ejecución: la construcción de la Planta de Gas Natural Licuado (GNL), construcción de las plantas de Etileno y polietileno. En el caso de la Planta de GNL la Ingeniería, Procura y Construcción fue licitada el 2 de mayo del 2012 y la fecha de presentación de propuestas está programada para el 7 de agosto de este año. La fuente de financiamiento de esta inversión corresponde en un inicio a recursos propios de YPFB Casa Matriz. Aparte de la construción de la planta de licuefacción, compra de cisternas y planta de regasificación, se tienen otras inversiones programadas como la construcción de la red de distribución de gas, que hasta la fecha no se decició acerca de su financiamiento. Referente a la implementación de las Plantas de Etileno y Polietileno, en febrero de 2012 se lanzó la segunda convocatoria para la contratación de una firma internacional para la elaboración de la ingeniería con-

planta gran chaco

1.160 MM/Bs

Es el monto equivalente al 13% que se financiará con el segundo crédito del BCB.

primer crédito del BCB

4.879 MM/Bs

Es la cantidad total de los recursos que se seguirá desmbolsando a YPFB hasta 2013.

pla

7.7

MM

ade

14

M

presupuesto de proyectos y as Proyectos Presupuesto Vigente (Bs)

Asign Primer C BCB

Planta Río Grande: 1.141.439.665 1.162.1 Construcción y Fiscalización Y

Planta Gran Chaco: 4.238.354.475 3.077.9 Construcción, Fiscalización y Compra de Equipos Estratégicos

programación anual de gast Gestión 2012: Gestión 2013: Gestión 2014: Gestión 2015: Total:

$us 274.240.000.- $us 307.500.000.- $us 307.500.000.- $us 230.760.000.- $us 1.120.000.000.-

ceptual. El 23 de julio se realizó la presentación de propuestas y se prevé tener la firma contratada para fines de agosto o principios del mes de septiembre. Este estudio estará concluido a mediados de 2013. Esta etapa de pre-inversión está siendo financiada con recursos de YPFB Casa Matriz. Luego para la fase constructiva de este proyecto no se cuenta aún con alguna fuente de financiamiento. ▲


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se encuentra en ejecución el primer crédito otorgado por el BCB A YPFB por Bs 4.879 millones, que sufrío diferentes modificaciones del monto y cronograma de desembolso

Informe Técnico DNIF-61 2012 YPFB

Planta de úrea

planta urea y amoniaco Es el monto correspondiente al 100% del financiamiento con el 2do. crédito del BCB.

Bs

9.100 MM

Planta separadora de líquidos

adendas y otros proyectos

44.3

Son los fondos por asignar remanentes del segundo crédito del BCB.

MM/Bs

asignación de primer crédito

nación Crédito (Bs)

Saldo (Bs)

Comentario

113.673 20.674.008 Previsión para modificación de contrato según carta YPFB-VPNO-183 GNPSL-0058/2012

933.327 1.160.421.148

Déficit que tendrá que ser cubierto con recursos del segundo crédito del BCB.

tos planta de urea-amoniaco

equivalente a: equivalente a: equivalente a: equivalente a:

Bs Bs Bs Bs Bs

1.908.710.400.2.140.200.000.2.140.200.000.1.606.089.600.7.795.200.000.-

Alvaro Ríos Socio Director Gas Energy

“es importante una reingeniería antes de seguir” Bolivia necesita de proyectos para generar empleo y bienestar para sus ciudadanos. El nuevo modelo en el país le asigna esta responsabilidad a Yacimientos. Los montos que se están asignando a YPFB para que los lleve a cabo son muy altos y eso exige una extrema responsabilidad y seriedad en su manejo. Con los dos escándalos de corrupción en el único proyecto de magnitud que viene ejecutando YPFB, es cuestionble si existe la capacidad moral para llevarlos a cabo. La estatal petrolera tampoco está, desde nuestro punto de vista, preparada para encarar técnicamente estos proyectos. Cada uno de ellos debe estar a la cabeza de un profesional intachable que haya ejecutado por lo menos dos de igual magnitud. No puede dejarse estos proyectos de montos tan elevados en manos de inexpertos. Nuestra recomendación es que YPFB se reencamine antes de que estos grandes flujos de dinero sigan fluyendo a manos inexpertas que hacen un mal uso de ellos. Es importante una reingeniería de seis meses a YPFB antes de proseguir. En otro orden de cosas, tenemos un alto grado de excepticismo respecto de la localización de la planta de urea. Creemos que ese proyecto no está bien ubicado porque todas las plantas de petroquímica están sobre puertos o sobre accesos a transporte masivo como ser ferrocarriles, por ejemplo. Evacuar a los mercados la produccion de urea desde el Chapare se tornará un fiasco y tendremos un elefante blanco. Esto lo comentan todos los entendidos en la materia y creo que debemos reflexionar mucho antes de llevar adelante ese proyecto en esa ubicación. Sugeriríamos evaluar Puerto Suárez donde hay gasoducto, línea férrea y mercado en Brasil.

Foto: Archivo / RE

M/Bs

petróleo & gas OPINIones

rédito del bcb por Bs 9.100 mm

795

15

destino actual de desembolsos del primer crédito Empresa/Unidad Proyecto Ejecutora YPFB Transporte

Monto Asignado Bs.

Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) Ampliación del Gasoducto Villamontes - Tarija Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA Fase I

224.993.000 71.063.000 342.897.000

YPFB Casa Matriz - Construcción Planta de separación Gerencia Nacional Plantas de Líquidos Gran Chaco - Tarija de Separación de Líquidos Construcción Planta de Separación de Líquidos Río Grande TOTAL

3.077.933.327 1.162.113.673

4.879.000.000

composición del segundo contrato de préstamo Destino del Crédito Construcción Planta de Separación de Gran Chaco - Tarija Construcción de la Planta de Urea Amoniaco de Carrasco Por asignar en proyectos de industrialización Total

Presupuesto Bs 1.160.421.148 7.795.200.000 144.378.852 9.100.000.000 Fotos: Reporte Energía

antecedentes segundo préstamo para yacimientos 23 de diciembre de 2011. Se promulgó la Ley No.211: Ley del Presupuesto General del Estado - gestión 2012, en cuyo artículo 17 trata del Crédito Interno del Banco Central de Bolivia a YPFB para el financiamiento de Proyectos de Industrialización

de Hidrocarburos de hasta Bs. 9.100.000.000 en condiciones concesionales. 5 de junio de 2012. El BCB hace llegar a YPFB el Reglamento para la concesión de crédito a las Empresas Públicas Nacionales Estratégicas.

14 de junio de 2012. El BCB solicita a YPFB el envío de todos los documentos detallados en el artículo 2 del Reglamento para la concesión de crédito del BCB, con el propósito de preparar el contrato de préstamos para el segundo crédito concesional del BCB a YPFB.

27 de junio de 2012. La Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios, solicita a la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos, las presentación de una propuesta de cronograma de desembolsos y un informe técnico que justifique dicha asignación de

recursos. 5 de julio de 2012. La Gerencia Nacional de Plantas de Separación remite a la Gerencia de Planificación toda la información técnica que respaldan a los proyectos que serán financiados por el segundo crédito del BCB.


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Petróleo & Gas

Los agentes que tienen poder de decisión de las empresas de E&P, sostuvieron que no había dudas de las potencialidades prospectivas petroleras en Bolivia

Luis Carlos Sánchez, gerente de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de YPFB

Luis Carlos Sánchez, gerente de evaluación de recursos hidrocarburíferos de YPFB

“EStamos a la altura de las grandes corporaciones y la competencia” Después de que la estatal petrolera participara en ocho eventos internacionales para promocionar áreas exploratorias e inversiones en Bolivia, el responsable de esta labor habla de los avances obtenidos y la buena aceptación de importantes compañías.

¿Cuáles son los resultados obtenidos en la primera ronda internacional de promoción de áreas y como califican lo logrado hasta la fecha? La Primera Ronda Internacional de Áreas Exploratorias de Bolivia todavía no ha finalizado, por consiguiente no es posible mencionar resultados tangibles de los esfuerzos realizados y por realizar. Esto concluye el 30 de noviembre del año en curso, por lo que hay tiempo para que las empresas interesadas en explorar nuestras áreas cumplan las formalidades de compra de los Documentos de Licitación y Paquetes de datos hasta el tres de agosto para Convenios de Estudio y hasta el 10 de agosto para Contratos de Servicios Petroleros. Toda esta información se encuentra en el sitio: http://boliviarondaexploracion.com/. En cuanto a lo logrado a la fecha, hay que señalar que YPFB ha participado en los eventos más importantes donde se congregan las empresas de exploración y explotación (E&P) más grandes e influyentes del mundo. YPFB ha estado a la altura de las grandes corporaciones ofreciendo áreas exploratorias e incluso compitiendo con Perú y Colombia, en la atracción de interés inversor. En síntesis, desde el 13 de marzo al 13 de julio del año en curso se desarrollaron ocho eventos y participaciones, se concretaron más de una veintena de reuniones. Todo un equipo multidisciplinario de YPFB se reunió con sus pares de empresas interesadas en invertir en Bolivia. ¿Qué empresas y de qué países están interesadas en realizar exploración en el país? De acuerdo a las múltiples reuniones sostenidas con agentes que tienen poder de decisión en las empresas E&P, cada uno de ellos sostuvo que no había dudas de las potencialidades prospectivas petroleras en Bolivia. Muchos técnicos, sobre todo geólogos, mostraron gran interés de la información presentada en los brochures (folletos) de los bloques ofrecidos y las presentaciones realizadas. No obstante, sería irresponsable citar el nombre de las empresas con las cuales se ha tenido un acercamiento exitoso, sobre todo porque estos procesos llevan su tiempo hasta que las instancias correspondientes

comuniquen los acuerdos y los resultados alcanzados.

Foto: Archivo / Reporte Energía

TEXTO: F. García y E. García

De todas las empresas interesadas en obtener información sobre exploración en el país ¿Con cuáles se han dados pasos concretos e importantes que muestren la posibilidad de suscribir posteriormente convenios de estudios o contratos de E&P y específicamente en qué áreas? Sobre todo, se han tenido avances exitosos de probables acuerdos con empresas de renombre mundial regionales que se encuentran en proceso de expansión. ¿A cuánto asciende los recursos económicos que se destinaron para realizar las tareas de promoción y cuál es el monto programado para esta primera ronda exploratoria? El objetivo de YPFB, con respecto a la participación en los eventos en el exterior, es concretar exitosamente la Primera Ronda Internacional de Promoción de Áreas Exploratorias. No obstante, sería incompleta la descripción de los alcances de la presencia internacional sin hacer mención de los esfuerzos empleados para tal fin. Para la presencia de YPFB en los eventos internacionales se ha desplegado importantes recursos humanos y financieros, para elaborar productos e instrumentos (paquetes de datos de las áreas exploratorias, brochures, estructuración de licitaciones, etc.), además de desplegar la logística necesaria, para emplazar stands al nivel de las más importantes corporaciones petroleras y superar los trámites y procesos para solventar impresiones, traducciones, alquileres, organizadores de eventos, etc. En la tarea de promoción de áreas exploratorias ha participado cerca del 80% del personal de la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos (GERH) y otros profesionales de YPFB Corporación. El aporte de los profesionales se realizó en conformidad al desarrollo de las etapas y elaboración de los instrumentos y logística implícita que no solo finalizan en la presencia de YPFB en los eventos internacionales, con la solvencia necesaria, sino en la estructuración de todo un andamiaje legal, normativo y de coordinación que respalda y pretende finalizar con las firmas de Convenios de Estudio y Contratos E&P, en el marco de los plazos ya establecidos. También se incorpora lo que en proyectos se denomina costos overead o no. Se tiene que tomar en cuenta el contexto

Luis Carlos Sánchez destacó la labor de los profesionales de YPFB en la creación de la plataforma de promoción de YPFB.

participación de YPFB en eventos de promoción Nro. Evento

Fechas

Lugar

1

Colombia Oil And Gas (COG) 2012

13-15 Marzo 2012

Cartagena, Colombia

2

18th Latin Oil Week

16-18 Abril 2012

Rio de Janeiro, Brasil

3

Ypfb Gas Y Petróleo 2012

17-18 Mayo 2012

Santa Cruz, Bolivia

4

36th Annual Ipa Convention And Exhibition 23-25 Mayo 2012

Jakarta, Indonesia

5

World Gas Conference (Wgc)2012

4-8 Junio 2012

Kuala Lumpur, Malasia

6

Global Petroleum Show (Gps)2012

12-14 Junio 2012

Calgary, Canadá

7

World Nocs

18-22 Junio 2012

Londres, Uk

8

Latinv E&P (Arpel) 2012

10-13 Julio 2012

Cartagena, Colombia

9

Nape Expo 2012 Summer

17-19 Agosto 2012

Houston, Texas

10

Rio Oil & Gas

Septiembre

Rio de Janeiro, Brasil

11

Osea 2012

27-30 Noviembre 2012

Marina Bay Sands, Singapur

dinámico, los precios cambian en el tiempo y como siempre persiste la incertidumbre, donde el presupuesto es ajustado conforme a las necesidades, tanto de YPFB Casa Matriz como las subsidiarias que financian parte de este esfuerzo en común. Una vez que finalice la Ronda Internacional de Promoción de Áreas, conoceremos los gastos reales ejecutados y los haremos conocer cuando llegue la oportunidad. ¿Cómo ha visto el desempeño de la labor promocional de YPFB en relación a otras empresas que también ofertan

áreas exploratorias en sus países? Es importante remarcar que en la gran mayoría de los eventos a los que hemos asistido, nos hemos encontrado de igual forma con delegaciones de otros países que están llevando adelante proyectos de la misma naturaleza de YPFB. De esta forma, observamos todo el despliegue que tiene cada una de estas instituciones en pro de buscar interesar a nuevos inversionistas en cada uno de sus países y es muy satisfactorio ver que nuestro trabajo está a la par de la ANH de Colombia y de Perupetro, agencias que llevan más de 5 años en esta labor. ▲


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Petróleo & GAs

no se definen estructuras positivas de interés exploratorio y por el contrario se muestra un gran sinclinal para la mayor parte de su superficie y en todos sus niveles

Informe de Evaluación Área Taputá, Pluspetrol Bolivia Corporation SA

Informes aprobados en el directorio de la estatal petrolera

Pluspetrol devuelve área Taputá y mues YPFB concedió estas áreas bajo un Convenio de Estudio de evaluación del potencial de reservas en la zona, con el objetivo de establecer bases futuras para proyectos destinados a exploración, desarrollo y producción de gas y líquidos.

TEXTO: Edén García s.

Área Arenales - Caso CHaco Medio, CHaco Inferior y YEcua Petaca

P

luspetrol Bolivia Corporation SA dio a conocer a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) su decisión de no continuar con la siguiente etapa exploratoria en el área Taputá, ya que los resultados de los estudios realizados por esta compañía muestran que carece de valor prospectivo. Por el contrario, la petrolera tiene interés en desarrollar planes exploratorios y de producción en el área Arenales, particularmente, en el prospecto denominado Cabezas que, de acuerdo al estudio geológico detallado, contiene mayores reservas de gas y líquidos. YPFB concedió estas áreas bajo un Convenio de Estudio de evaluación del potencial de reservas para que se establezcan bases futuras, con miras a la exploración, explotación y producción de hidrocarburos. Los informes de ambas decisiones de Pluspetrol fueron considerados y aprobados en reunión del directorio de la estatal petrolera. Para la evaluación del área Taputá, situada a 170 kilómetros (kms) al sur de Santa Cruz de la Sierra y a 70 kms al noreste de la ciudad de Camiri, se utilizó la información existente en los archivos de la empresa y los datos de planimetría e información sísmica solicitada a Yacimientos. También se realizaron tareas de definición de unidades geológicas y correlación estratigráfica entre pozos, edición, empalme e interpretación de perfiles de pozo e interpretación de sísmica 2D y 3D. Si bien el área Taputá, carece de sondeos de exploración, la misma está rodeada de bloques productores de gas y líquidos como Tajibo y Tacobo, entre las más importantes, que son operados por Pluspetrol. Sobre la base de la observación y disposición de la roca madre generadora presente en la zona relacionada con los reservorios asociados se definen tres sistemas petroleros: Los Monos – Huamampampa, Los Monos – Carbonífero y Los Monos – Terciario. Como consecuencia del estudio y el análisis de las 20 líneas sísmicas 2D, información aerogavimétrica y aeromagnética realizada para la evaluación del área, el informe llega a la conclusión de que “no se definen estructuras positivas de interés exploratorio y por el contrario se muestra un gran sinclinal para la mayor parte de su

El documento prevé 4 casos hipotéticos de descubrimientos en diferentes formaciones, este cuadro expresa el primero que contempla las proyecciones económicas y de producción en Chaco Medio, Chaco Inferior y Yecua – Petaca Fuente: Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SA

superficie y en todos sus niveles”. Por este motivo, Pluspetrol descarta cualquier operación técnica para encarar una actividad exploratoria e inversiones

futuras. La situación en el área Arenales, situada a 130 kms al sur de Santa Cruz de la Sierra, es diferente, puesto que la petrolera

en base al análisis y la integración de los datos preexistentes, sumado a las reinterpretaciones estratigráficas, estructurales y sísmicas realizadas, identificó el prospecto


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De acuerdo al estudio geológico detallado, realizado en el Área Arenales, inicialmente se propone la exploración del prospecto Cabezas, considerado de alto interés

Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SA

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Petróleo & Gas

stra interés exploratorio en Arenales Cabezas con objetivo en las formaciones Yecua – Petaca, Grupo Chaco Inferior y Grupo Chaco Medio. El objetivo que mejores características presenta es Chaco Medio con 200.59 bcf (billones de pies cúbicos, por su sigla en inglés) de reservas de hidrocarburos y una probabilidad de éxito geológico de 27,2%. Por su parte, Chaco Inferior y Yecua – Petaca presentan recursos de 127 bcf y 55.36 bcf y una probabilidad de éxito de 25.3% y 23.3%, respectivamente. Tomando en cuenta el prospecto, recursos y riesgos geológicos determinados se elaboraron distintos planes exploratorios para optimizar la futura búsqueda de los hidrocarburos involucrados y el más adecuado contempla los estudios de geociencias, reproceso de la sísmica 2D existente, registro de 150 kms de sísmica 2D y perforación de dos pozos exploratorios. Después de la fase exploratoria prevista para el 2014 y, declarado un descubrimiento comercial, se dará inicio al plan de desarrollo con la eventual perforación del resto de los pozos en los siguientes años,

según el cronograma. Para la siguiente etapa exploratoria se requiere la suscripción del contrato de Servicios Petroleros entre Pluspetrol y YPFB, por lo que diferentes instancias técnicas de la estatal petrolera recomiendan iniciar con las negociaciones, en el que ya se maneja la posibilidad de asociación de YPFB Chaco SA a este proyecto. ▲

PROSPECTO CABEZAS Objetivo

Recurso estimado (OGIP)

% Chance de éxito

Chaco Medio

200.59 bcf

27.2

Chaco Inferior

127 bcf

25.3

Yecua – Petaca

55.36 bcf

23.3

Fuente: Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SA

CRONOGRAMA

Fuente: Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SA


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Petróleo & Gas

como directorio no influimos o decidimos acerca de que empresa se adjudica un proyecto, solamente autorizamos el inicio del proceso y aprobamos el modelo del contrato

Hugo Sosa, director de YPFB por el departamento de Santa Cruz Fotos: Reporte Energía

amparados en el estatuto de yacimientos

Directores de YPFB aclaran que no intervienen en LAS LICITACIONES Afirman que esta competencia es de completa responsabilidad del presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas. TEXTO: Edén García s.

T

res representantes del directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) eximen de responsabilidades a esta máxima instancia, en relación a los supuestos actos irregulares en la licitación de la Planta Separadora de Líquidos de Río Grande y Gran Chaco, afirmando que, de acuerdo a norma, únicamente autorizan el proceso de contratación de obras y servicios, pero que no participan en las comisiones de calificación y adjudicación de las empresas. En su momento Carlos Villegas, presidente YPFB, señaló que las decisiones de todos los proyectos y principalmente las plantas de separación de Río Grande y Gran Chaco se toman en el directorio de la estatal, en el que participan representantes del Ministerio de la Presidencia, Economía, Planificación, Hidrocarburos y Energía y delegados de los cuatro departamentos productores (Santa

Cruz, Tarija, Cochabamba y Chuquisaca). “Por lo tanto, todo el proceso es transparente, es diáfano y además toda la documentación de los proyectos es de conocimiento público”, destacó. Al respecto, Hugo Sosa, miembro del directorio de Yacimientos por el departamento de Santa Cruz, indicó que solamente autorizan el inicio del proceso de contratación de cualquier proyecto que tenga un monto superior a un $us 1 millón, el cual debe estar respaldado por un informe técnico, legal y económico, pero que la adjudicación de la obra o servicio a las empresas es de completa responsabilidad del presidente de YPFB y su equipo. “En realidad como directorio no influimos o tomamos una decisión de que empresa se adjudica, solamente autorizamos el inicio del proceso y aprobamos el modelo del contrato”, aclaró. En esa misma línea, el director en representación del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Carlos Sánchez, señaló que de

El presidente Morales en una inspección a Río Grande junto a funcionarios de YPFB, entre ellos Gerson Rojas (seg, izq).

acuerdo a los Estatutos de YPFB, ellos no participan de las comisiones de calificación ni de la adjudicación de los bienes, obras y servicios y que las atribuciones del directorio se enmarcan en aprobar la política de la empresa en los aspectos estratégicos, técnicos, económicos, financieros, ambientales y sociales, siguiendo los lineamientos de la Política Nacional de Hidrocarburos dictada por el Poder Ejecutivo. Para Sosa, el directorio está enfocado en la fiscalización “macro”, permitiendo que las inversiones de YPFB se las haga en coherencia con las políticas energéticas, pero que no pueden ir al detalle de a quien se contrata. Entre las actividades de fiscalización, apuntó que mientras la obra se construye pueden solicitar informes sobre el avance de la misma y hacer visitas in situ, para observar su estado físico y la ejecución financiera. Por su parte, Luis La Fuente, director por el departamento de Tarija, añadió que en las plantas se cuenta con fiscales, supervisores, directores y gerentes tanto de YPFB como

funciones del directorio Estatuto de ypfb Art 9. inc f. Autorizar los procesos de contratación de bienes, obras, servicios generales y de consultoría por montos superiores a un millón de dólares americanos o su equivalente en bolivianos, en el marco de las disposiciones legales aplicables.

de la empresa que realizan una fiscalización detallada, pero que el directorio tiene otro grado de control. “No podemos estar todos los días en la planta controlando quien trabaja y quien no, o hacer pre–comisionado, comisionado, control de calidad de partes o de equipos”, puntualizó. Este medio de comunicación intentó obtener las versiones de los otros miembros del directorio, pero hasta el cierre de edición no respondieron a la solicitud enviada vía correo electrónico. ▲


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petróleo & gas

lamentamos que la decisión de Pan american energy de rescindirnos el contrato tras 18 años de actividad continua ponga en riesgo el trabajo y la estabilidad de 1.000 familias

Comunicado Contreras Hermanos SA

PROBLEMAS EN EL MAYOR YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS DE ARGENTINA

conflicto en cerro dragón en conciliación obligatoria Los obreros se quejaron por la lentitud en las negociaciones y amenazaron con realizar nuevas medidas de fuerza si no se atiende sus demandas hasta el tres de agosto. TEXTO: RE y agencias

E

l problema surgido en el principal yacimiento productor de hidrocarburos de Argentina, Cerro Dragón, hace más de un mes se encuentra en etapa de diálogo y negociación tras haberse superado la etapa de tomas y violencia por parte de la agrupación Dragones en el marco de la conciliación obligatoria dictada por el gobierno de la provincia Chubut, reportó la prensa de ese país. Ejecutivos de la operadora Pan American Energy (PAE) y trabajadores de la construcción pertenecientes a la agrupación Dragones retomaron las conversaciones junto a las empresas contratistas y representantes de la cartera laboral del Gobierno provincial, se

informó. En este marco, la operadora garantizó el pago de los salarios a todos los trabajadores involucrados, al tiempo que ratificó que mantendrá firme su postura de “excluir del campo” a quienes participaron de la violencia y los destrozos efectuados en el yacimiento. Por su parte, los Dragones –quienes reclamaban, entre otros puntos, la equiparación salarial con el gremio petrolero – sumaron al pliego petitorio el pago de los días caídos y la continuidad laboral de los trabajadores que prestan servicio a través de las contratistas Skanska y Contreras Hermanos SA, empresas a las cuales la operadora PAE les rescindió el contrato. En este tema, Contreras Hermanos SA en un comunicado enviado a Reporte Energía lamentó que la decisión de PAE de revocar su

contrato tras 18 años de actividad continua ponga en riesgo el trabajo y la estabilidad de aproximadamente 1000 familias y que la responsabilidad por el empleo, condiciones y tratamiento en general de los trabajadores no les corresponde por decisión de la operadora y otros actores. Los obreros se quejaron por la lentitud en las negociaciones y amenazaron con ejecutar nuevas movilizaciones a partir del tres de agosto, fecha en la que finaliza la conciliación obligatoria. Cerro Dragón es el mayor yacimiento de petróleo individual del país. El campamento central está ubicado 70 kilómetro al sudoeste de Comodoro Rivadavia. En la zona trabajan en forma directa para Pan American Energy 800 personas y más 7.000 que operaban hasta hace poco bajo la figura de contratistas. ▲

modificaron reglamento de exploración Tras recibir una justificación técnica de la instancia ejecutiva de YPFB Corporación, su Directorio aprobó la modificación de cuatro artículos del Reglamento para la Ejecución de Actividades de Exploración y Explotación en Áreas reservadas a favor de la estatal petrolera. El cambio de contenido de los artículos 4 y 5 del capítulo II; 6 y 7 del capítulo III de la Resolución de Directorio 72/11, permitirá reducir los tiempos y facilitar la iniciación de las actividades exploratorias en las áreas de interés hidrocarburífero. Según YPFB es importante definir el alcance del proyecto exploratorio cuando se disponga de la suficiente información e introducir el alcance del proyecto inicial exploratorio cuando no se disponga de información suficiente, con la finalidad de posibilitar el inicio del trabajo exploratorio a cargo de YPFB y de las empresas en las que la estatal petrolera cuente con la mayoría accionaria en un menor tiempo posible.


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TEXTO: Lizzett Vargas O.

A

nte el fracaso del proyecto de Riesgo Compartido entre la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM) y Jindal Steel Bolivia, representantes cívicos y autoridades de la provincia cruceña Germán Busch proponen que la nueva licitación para explotación del 50% del yacimiento de hierro de Mutún, debe ser adjudicada a varias empresas. La sugerencia es avalada y coincide con la del experto minero, José Padilla, quién señala que la principal ventaja del planteamiento sería la disminución del costo de inversión, lo que garantizaría el desarrollo del proyecto siderúrgico. Para José Luis Santander, presidente del Comité Cívico de Puerto Suárez, esta modificación legal en los nuevos contratos debe partir desde el criterio técnico de que el 50% del yacimiento equivale a 20 mil toneladas de hierro. Según las proyecciones para 40 años, como señalaba el contrato con Jindal, una sola empresa llegaría a explotar 1.900 millones de toneladas (t), dejando 18.100 millones de toneladas sin aprovechar, apunta el cívico. Sin embargo, ambos entrevistados coinciden en que para contar con un contrato que permita asegurar la explotación del Mutún, es necesario brindar a las empresas seguridad jurídica para que sus inversiones estén garantizadas, especialmente las destinadas a la logística de exportación del hierro, aspecto fundamental que, afirman, ocasionó la salida de la empresa india. Para ello, el experto sugiere que el Estado a través de la ESM estipule en los nuevos contratos que la responsabilidad de la inversión en la construcción de puertos, carreteras y transporte corresponda a las compañías que se adjudiquen la explotación del yacimiento, fondos que pueden ser compensados con el pago de impuestos. En contraposición, Ignacio Barbery, director de la ESM por la provincia Germán Busch, indica que las modificaciones que le puedan hacer a los nuevos contratos son irrelevantes, puesto que Bolivia perdió la credibilidad internacional con la salida de Jindal del proyecto Mutún. Además, aclaró que para iniciar las nuevas licitaciones la ESM debe refundarse desde el nombre, puesto que fue creada mediante Ley para fiscalizar exclusivamente el contrato de riesgo compartido con Jindal. En cuanto al suministro de gas, las autoridades y representantes cívicos porteños,

minería

Ignacio Barbery, director de la ESM por la provincia Germán Busch

ante fracaso del proyecto de riesgo compartido con jindal steel bolivia

‘mutún REQUIERE contrato múltiple DE EXPLOTACIÓN’ Cívicos de la provincia Germán Busch, directores de la ESM y expertos sugieren que la logística del proyecto siderúrgico debería estar a cargo de las empresas que se adjudiquen la licitación. aclararon que sino se garantiza su provisión no se podrá desarrollar el proyecto Mutún. Por su parte, el Ministerio de Minería y Metalurgia informó que el análisis y formulación de nuevos contratos relacionados a la explotación del yacimiento Mutún se realizará una vez que concluyan todos los trámites para finalizar la relación con Jindal, que se estiman en nueve meses. De acuerdo con la Cartera del sector, la nueva compañía tendrá que invertir entre $us 2.000 y $us 3.000 millones, además de demostrar solvencia, para lo que tendrá que depositar un porcentaje de esa inversión en una cuenta nacional. La empresa india formalizó la ruptura del contrato de riesgo compartido con el Gobierno, firmado para la explotación de hierro en el Mutún luego de varios meses de infructuosa negociación. ▲

Foto: Archivo / Reporte Energía

los cambios a los nuevos contratos son irrelevantes, puesto que Bolivia perdió la credibilidad internacional con la salida de Jindal del proyecto Mutún

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Máquinas chancadoras utilizadas en la explotación del hierro en el complejo siderúrgico del Mutún.

planteamientos para próximos emprendimientos José Luis Santander, Pdte. Comité Cívico de Puerto Suárez

José Padilla, experto minero y ex director de la ESM

Ignacio Barbery, Pdte. de la ESM, provincia Germán Busch

“tenemos embargado la mitad del cerro Mutún”

“La logística debe cambiarse en cinco puntos”

“están castigando la industrialización del país”

Para mejorar la gestión del proyecto debería funcionar la ESM, en el sentido de cumplir su rol fiscalizador, principalmente en la inversión. El contrato los obligaba a invertir pero sin control Jindal no tuvo la obligación de hacerlo. En el aspecto legal, no se puede dar tanto terreno a una sola empresa para que explote El Mutún. En consecuencia, ahora tenemos embargado la mitad del cerro Mutún por los arbitrajes que iniciará Jindal, provocando además la inmovilización de 20 mil millones de toneladas de hierro. Con todo esto yo estoy incrédulo, no creo que se explote más este yacimiento.

Lo primero que se debe cambiar es la logística en cinco aspectos fundamentales para garantizar la comercialización del hierro: la construcción de un puerto, provisión de agua, habilitación del ferrocarril, suministro eléctrico y gas natural. Si no se resuelven estos puntos no se podrá explotar el Mutún. Otro problema es el tiempo que demorará el rompimiento del contrato con Jindal para iniciar las nuevas licitaciones. Ante esta situación, es importante que Yacimientos desarrolle los proyectos exploratorios paralelos al desarrollo de El Mutún para garantizar los volúmenes de gas requeridos.

Como porteño, estoy molesto de que la empresa Jindal se vaya, sin importar las cifras que invierta. Lo que pasa es que el gobierno se acostumbró a que las empresas privadas pongan para después nacionalizarlas. Además, el problema no es el contrato, es el gas. ¿Qué empresa va a venir si no existen los volúmenes necesarios?. Además si el gas lo están vendiendo a la Argentina y nosotros nos estamos quedando sin desarrollar la industria siderúrgica. A mi parecer el Gobierno está castigando la industrialización del país para exportar materia prima, como el gas, que ni siquiera es transformada.


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especial / 6 de agosto

preocupa la escalada de conflictos sociales y hechos que generan inseguridad jurídica, resguardo de la propiedad privada y capacidad para hacer cumplir contratos

Daniel Sánchez, presidente de la Confederación de Empresarios Privados de Bolivia

EMPRESARIOS, GOBIERNO Y ANALISTAS EVALÚAN LA SITUACIÓN DEL PAÍS en su 187 aniversario de creación

Economía crece, pero aún restan tareas para encaminar desarrollo Foto: ABI

En el ámbito hidrocarburífero y minero se destaca el crecimiento del valor de las exportaciones. Sin embargo, existe desconfianza por la provisión eléctrica para ampliaciones de proyectos. Gobierno ve con optimismo manejo de la economía nacional. TEXTO: Franco García S.

E

l auge de las exportaciones mineras e hidrocarburíferas, acompañadas de un mayor desarrollo de la construcción, manufacturas, transporte y servicios financieros registran en el primer trimestre de este año un progreso moderado de la economía que permiten afrontar con optimismo la situación del país para el resto del 2012, afirma el Gobierno Nacional. Sin embargo, empresarios y analistas consultados opinan que se trata de una coyuntura favorable ligada a los altos precios de la materia prima a nivel internacional y no por el dinamismo de la producción nacional o mejores condiciones de inversión. En vísperas de cumplirse los 187 años de la creación de Bolivia, Reporte Energía solicitó el criterio de diversos actores acerca del andamiaje de la economía del país, sobre la base de la proyección oficial brindada por la ministra de Planificación del Desarrollo, Viviana Caro, que hace unos días informó que el Producto Interno Bruto (PIB) aumentó en 5,16%, en el primer trimestre del año. En este marco se conoció que el Presupuesto General del Estado (PGE) 2012 prevé que el Producto Interno Bruto (PIB) del país crecerá en 5,52%, cifra por encima del 5,17% alcanzado en 2011. Según el Gobierno Nacional otro de los factores para el crecimiento de la economía es la inversión pública que, a junio de 2012 superó “en más de $us 1.000 millones” a la registrada en similar período de la gestión pasada. En esta línea, se inscriben las recaudaciones por regalías, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y participaciones obtenidas por la producción y comercialización de hidrocarburos, que alcanzó $us 1.289,1 millones en el primer semestre del presente año, según los datos brindados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Asimismo, economistas destacan la estabilidad de la economía boliviana frente a las “perturbaciones” financieras registradas en otros países por efecto de la crisis internacional, la tasa baja de inflación y la no repetición de problemas de desabastecimientos de combustibles y de productos básicos como sucedió el año pasado. Frente al marcado optimismo gubernamental, Daniel Sánchez, presidente de la Confederación de Empresarios Privados de Bolivia, manifiesta que es necesario mante-

El Gobierno Nacional considera que el estado de la economía boliviana es óptimo y que el crecimiento del PIB se ajusta a los parámetros previstos anteriormente.

importación de diésel y gasolinas, males a resolver Para el ex coordinador de Hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Mauricio Medinaceli, gracias al proyecto de exportación de gas natural al Brasil, Bolivia tiene abundantes recursos monetarios, sin embargo, por la actual normativa legal el país incrementó sus niveles de importación de hidrocarburos. Respecto a las políticas gubernamentales de atracción de inversiones en el sector hidrocarburos, afirmó que no son suficientes y que se debe mejorar en “muchos aspectos”. “El constante incremento en las importaciones de derivados de petróleo, hace que Bolivia sea más vulnerable en materia energética. Se requiere abrir mercados para el gas natural, a través de contratos sólidos y firmes”, sentenció. En esta misma línea, Carlos Miranda sostiene que el Gobierno debe dejar de manejar la industria petrolera con fines políticos y especialmente a YPFB, empresa que debería ser respetada por su competencia y comportamiento profesional.

ner la cautela respecto al desenvolvimiento de la economía nacional, sobre todo si se considera su alta dependencia de los precios internacionales del gas y minerales y que la economía mundial es cada vez más volátil, por lo que el panorama podría ser menos auspicioso en este segundo semestre, por la tendencia de caída de los precios de las materias primas y la mayor desaceleración de las economías de Brasil y Argentina. “También nos preocupa la escalada de conflictos sociales y varios hechos que han generado incertidumbre, especialmente en lo relacionado a la seguridad jurídica, el res-

guardo de la propiedad privada y la capacidad para hacer cumplir los contratos acordados con el Estado. Estas son cuestiones que objetivamente frenan y desalientan el crecimiento de la inversión privada”, apuntó. En esta línea el ex superintendente de Hidrocarburos, Carlos Miranda, sostiene que en los últimos meses el Gobierno Nacional propició las acciones más negativas posibles para espantar la inversión como: el fracaso del contrato del proyecto de Riesgo Compartido Mutún, la desaparición de la industria textil boliviana, el rompimiento de contratos de minas importantes como Colquiri y Mallku

Khota, así como la ocupación de varias minas privadas pequeñas. “A todo lo anterior se debe sumar los actuales juicios sobre corrupción que está teniendo YPFB Corporación. En síntesis la imagen de Bolivia para la inversión no es nada atractiva”, enfatizó. Otro aspecto que preocupa a los analistas se encuentra reflejado en el último informe sobre la situación económica del país publicado por la Fundación Milenio en la que hace notar que Bolivia se encuentra ubicado en el puesto 123 de 142 países evaluados por el reporte global de competitividad, reflejando las escasas condiciones de Bolivia para la inversión local e internacional y el desarrollo de las actividades productivas. Según los empresarios entre las acciones positivas se destaca una actitud de mayor comprensión en las autoridades de gobierno respecto de las condiciones que necesitan las empresas petroleras para ampliar sus labores de exploración y explotación, paulatina expansión de las redes de gas domiciliario y mayor acceso al gas vehicular. Sin embargo, más allá de las señales “resta mucho por hacer” - coinciden en señalar los analista consultados – porque el acceso a energía barata y sostenible es un problema no resuelto en Bolivia, dado que existen hogares cuya principal fuente de energía es la leña. Muchas zonas rurales carecen de energía eléctrica, a pesar de las fuentes de energías renovables disponibles, se observa. ▲


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a pesar de las incertidumbres económicas que viven muchos países, la generación de electricidad renovable crecerá más del 40% entre 2011 y 2017, hasta 6.400 TWh

Informe sobre el Mercado de Energía Renovable de la Agencia Internacional de la Energía (AIE)

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INTER NACIONAL

A partir del año 2017

La Energía eólica representará el 16,7% del consumo eléctrico mundial Foto: bp.blogspot

Pese a las incertidumbres económicas que viven diferentes países en relación a la energía sostenible, un informe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) destaca el rol que cumplirá el viento como fuente renovable en la generación eléctrica.

Prevén crecimiento de la energía eólica a nivel mundial.

TEXTO: Edén García s.

L

a Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que en 2017 la fuente eólica represente el 16,7% del consumo de electricidad en el mundo, lo que la situará en segundo lugar entre las energías renovables, después de la hidráulica. En su informe sobre el Mercado de Energía Renovable, la AIE afirma que, a pesar de la incertidumbre económica que viven diferentes países, la generación de electricidad renovable crecerá más del 40% entre 2011 y 2017, hasta 6.400 TWh (teravatios – hora). En los próximos cinco años, la energía eólica crecerá una media de 100 TWh, es

decir, un 15,6% al año. Asimismo, la energía eólica onshore (costa adentro) supondrá el 90% de este crecimiento, al pasar de 230 GW (gigavatios) a más de 460 GW. “La eólica terrestre se ha convertido en una energía madura que es cada vez más competitiva con tecnologías convencionales”, señala la AIE, al momento de asegurar que la oferta de estos equipos y suministros no va a generar “un cuello de botella”, debido a la actual disponibilidad de capacidad manufacturera global combinada con la madurez de la industria de fabricantes. Se indica que China liderará el aumento de la potencia onshore, al añadir 104 GW hasta 2017, según las estimaciones de la AIE. En cuanto al crecimiento en Estados

Unidos será, a pesar de la incertidumbre, de 27 GW, mientras que el de India ascenderá a 17 GW. El informe reconoce las mayores dificultades a las que se enfrenta la energía eólica offshore (fuera de las costas), pero aún así prevé que pasará de 4 GW en 2011 a 26 GW en 2017, apoyada por generosos incentivos de gobiernos comprometidos a su desarrollo. Por su parte, Bolivia todavía no cuenta con un parque eólico, pero existen planes como el proyecto piloto que lleva adelante la Empresa Eléctrica Corani SA en la zona de Qollpana, Cochabamba que, de acuerdo a datos que la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), entrará en funcionamiento a partir del 2013 con una potencia de 2,5 MW (megavatios). ▲


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ESTADÍSTICAS

con el auspicio de:

West Texas Intermediate (WTI) Crude Oil Price

Henry Hub Natural Gas Price

dollars per barrel

dollars per million btu 9

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

220 200 180 160 140

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

8 7 6 5

120 100

4

80

3

60

2

40

1

20 0 Jan 2011

Jul 2011

Jan 2012

Jul 2012

Jan 2013

0 Jan 2011

Jul 2013

Jul 2011

Jan 2012

Jul 2012

Jan 2013

Jul 2013

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

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

Source: Short-Term Energy Outlook, July 2012

Source: Short-Term Energy Outlook, July 2012

MINERíA

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

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

Jun 28, 2012 Jun 29, 2012 Jul 02, 2012 Jul 03, 2012 Jul 05, 2012 Jul 06, 2012 Jul 09, 2012 Jul 10, 2012 Jul 11, 2012 Jul 12, 2012 Jul 13, 2012 Jul 16, 2012 Jul 17, 2012 Jul 18, 2012 Jul 19, 2012 Jul 20, 2012 Jul 23, 2012 Jul 24, 2012

77,72 85,04 83,72 87,74 87,11 84,37 85,93 83,92 85,88 86,02 87,15 88,41 89,07 89,88 92,78 91,56 87,77 88,28

91,02 94,17 95,28 99,89 101,54 98,5 99,94 99,15 99,23 99,18 101,91 102,1 104,21 105,92 107,79 106,98 103,91 103,57

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD con el auspicio de:

COTIZACIONES OFICIALES DE LOS PRINCIPALES MINERALES PROMEDIOS ANUALES (EN DOLARES AMERICANOS) AÑOS

ZINC L.F.

ESTAÑO L.F.

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08

0,47 0,46 0,60 0,47 0,49 0,52 0,41 0,35 0,37 0,47 0,61 1,44 1,51 1,02

2,81 2,80 2,57 2,52 2,44 2,47 2,06 1,83 2,18 3,81 3,37 3,89 6,49 9,13

ORO O.T. 383,91 388,84 334,51 294,16 279,19 279,88 270,88 307,47 360,85 408,18 442,26 599,55 688,98 906,65

PLATA O.T. 5,19 5,21 4,86 5,60 5,21 4,98 4,38 4,59 4,83 6,61 7,24 11,39 13,32 17,25

ANTIMONIO U.L.F. 28,88 23,63 18,15 13,88 8,50 8,42 8,12 (*) 1875,00 (*) 2369,81 (*) 2761,55 (*) 3361,72 (*) 5034,97 (*) 5490,45 (*) 5967,21

PLOMO L.F.

WOLFRAM U.L.F.

0,29 0,35 0,29 0,24 0,23 0,21 0,22 0,21 0,23 0,40 0,44 0,57 1,15 1,15

58,50 47,88 42,88 39,00 34,42 39,50 62,19 31,54 39,96 51,79 106,25 150,33 160,00 160,00

COBRE L.F.

BISMUTO L.F.

1,34 1,05 1,04 0,76 0,71 0,82 0,72 0,71 0,79 1,28 1,64 3,01 3,23 3,65

3,54 3,41 3,24 3,35 3,54 3,57 3,52 2,93 2,80 3,28 3,81 4,81 13,57 12,98

CADMIO MANGANESO L.F. U.L.F. 1,61 1,14 0,51 0,26 0,19 0,18 0,23 0,31 0,57 0,52 1,32 1,49 3,42 3,22

1,95 1,93 2,02 1,99 1,99 1,81 1,94 1,94 1,94 1,94 3,48 2,49 3,39 9,81

08 : prom. (ene - jul) - (*) Antimonio en T.M.F. Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LME

Día Ago(2011) 1 988.0 2 1,009.9 3 1,019.3 4 1,024.7 5 1,001.5 6 886.7 7 911.6 8 1,024.8 9 1,049.3 10 1,031.8 11 1,032.3 12 1,022.5 13 1,011.7 14 943.6 15 1,068.1 16 1,041.8 17 1,090.3 18 1,102.0 19 1,035.6 20 935.3 21 910.8 22 1,015.9 23 1,038.3 24 1,046.3 25 1,057.6 26 1,060.0 27 1,019.2 28 978.9 29 1,082.4 30 1,073.5 31 1,059.5 Max. 1,102.0

Sep 1,059.5 1,073.2 1,011.0 987.6 1,068.2 1,081.7 1,101.2 1,048.4 1,034.4 988.0 944.4 1,066.4 1,076.9 1,088.8 1,104.5 1,103.3 1,025.9 929.7 1,062.8 1,061.8 1,088.0 1,093.6 1,080.8 970.8 952.2 1,084.1 1,093.5 1,035.2 1,052.2 1,098.4 1,104.5

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (ago 2011-jul 2012)

Oct 1,003.1 949.3 1,090.0 1,103.1 1,088.0 1,096.7 1,062.4 969.3 939.4 1,071.2 1,044.0 1,060.9 1,060.5 1,029.6 929.7 920.7 1,053.4 1,083.5 1,093.3 1,079.9 1,094.6 1,025.1 984.3 1,103.6 1,085.8 1,082.2 1,102.4 1,072.7 1,052.4 911.0 1,034.2 1,103.6

Nov 1,010.2 920.3 1,083.6 1,093.3 1,024.7 961.5 1,100.7 1,089.7 1,106.4 1,118.1 1,072.0 1,039.6 1,002.4 1,067.2 1,075.1 1,068.7 1,073.8 1,098.4 1,016.2 979.4 1,082.6 1,082.3 1,098.8 1,110.1 1,105.8 1,028.9 993.8 1,068.8 1,078.5 1,084.6 1,118.1

Dic 1,079.6 1,100.5 1,037.3 977.5 1,094.6 1,117.8 1,114.3 1,070.0 1,076.5 1,034.2 981.8 1,105.6 1,064.6 1,037.0 1,098.8 1,090.1 1,003.7 963.9 1,089.7 1,117.2 1,094.6 1,079.7 1,070.6 980.5 848.0 953.7 1,088.8 1,102.4 1,085.1 1,021.0 1,007.2 1,117.8

Ene 832.8 914.6 1,060.6 1,093.4 1,093.3 1,060.8 965.2 954.4 1,067.6 1,039.5 1,025.1 1,011.2 1,031.6 994.8 950.2 1,071.9 1,098.1 1,055.0 1,100.0 1,080.5 1,005.1 905.7 960.4 1,054.4 1,006.4 1,052.5 1,063.8 1,009.9 940.7 1,055.8 1,084.5 1,100.0

Feb 1,045.2 1,046.2 1,069.1 979.0 949.3 1,082.8 1,103.5 1,113.5 1,039.7 992.6 973.4 928.1 1,004.1 1,091.9 1,062.8 1,062.4 1,013.8 877.6 858.2 885.7 847.7 978.7 1,033.0 1,051.5 977.0 936.8 1,036.5 1,056.3 1,063.6 1,113.5

Mar 1,042.6 1,058.0 1,022.0 946.5 1,087.7 1,086.6 1,078.6 1,073.8 1,085.7 1,026.1 956.4 1,069.7 1,034.2 1,058.1 1,079.2 1,086.8 1,026.4 978.6 1,057.5 1,114.2 1,107.0 1,119.7 1,048.2 1,012.9 972.3 1,090.1 1,038.0 1,057.9 1,064.0 1,088.9 1,022.9 1,119.7

Abr 968.5 1,093.6 1,107.3 1,102.9 1,049.5 916.5 971.1 931.7 1,085.7 1,075.6 1,112.3 1,112.3 1,094.6 1,038.6 893.5 1,082.4 1,115.2 1,118.2 1,117.4 1,112.0 992.0 957.9 1,073.9 1,102.5 1,049.9 1,043.6 1,030.1 967.5 847.1 985.2 1,118.2

May 871.9 1,011.6 1,040.9 1,096.4 1,008.3 944.1 1,058.7 1,072.3 1,077.3 1,081.8 1,099.2 957.8 908.5 1,016.1 1,039.7 1,056.6 1,076.7 1,045.6 978.2 934.9 1,048.5 1,070.6 1,068.2 1,054.5 1,043.1 977.3 907.2 1,063.5 1,095.7 1,089.6 1,058.5 1,099.2

Jun Jul(al 25) 1,023.8 921.0 971.8 1,059.6 920.6 1,041.6 993.5 1,062.9 1,016.1 1,024.0 1,004.5 1,032.5 905.3 959.9 981.0 895.1 927.8 1,024.6 872.8 1,055.5 991.4 1,038.1 1,029.5 1,042.7 1,040.3 1,040.4 1,056.3 954.5 1,082.5 887.8 991.9 990.3 935.9 1,043.1 1,045.0 1,056.0 1,044.4 1,060.8 1,028.4 1,063.1 962.0 998.1 1,029.0 947.1 962.6 1,067.8 908.7 1,105.7 1,036.5 1,014.4 1,063.3 1,068.3 1,080.8 1,075.4 986.1 1,082.5 1,105.7

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (ago 2011-jul 2012)

0,91 0,90 0,89 0,88 0,87 0,86 0,85 0,84 0,83 0,82 0,81 0,80 0,79

1719 1699 1679 1659 1639 1619 1599 1579 1559 1539 1519 1499

$us./L.F. 2

3

4

5

6

9

9,65 9,45 9,25 9,05 8,85 8,65 8,45 8,25 8,05 7,85 7,65 7,45

10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31

ZINC

3,76 3,71 3,66 3,61 3,56 3,51 3,46 3,41 3,36 3,31 3,26 3,21 3,16

$us./L.F.

0,95 0,93 0,91 0,89 0,87 0,85 0,83 0,81 0,79 0,77 0,75 0,73

PLOMO

2

3

4

5

6

9

10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31

ORO

$us./O.T.

$us./O.T.

$us./L.F.

$us./L.F.

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (JULIO 2012)

2

3

4

5

6

9

10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31

30,50 30,00 29,50 29,00 28,50 28,00 27,50 27,00 26,50 26,00 25,50 25,00 24,50

ESTAÑO

2

3

4

5

6

9

10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31

COBRE

Ago (2011) CRE - Santa Cruz 386.7 ELECTROPAZ - La Paz 272.4 ELFEC - Cochabamba 169.8 ELFEC - Chimoré 10.2 ELFEO - Oruro 51.8 ELFEO - Catavi 18.4 CESSA - Sucre 38.4 SEPSA - Potosí 39.3 SEPSA - Punutuma 7.4 SEPSA - Atocha 11.3 SEPSA - Don Diego 5.7 ENDE - Varios (2) 15.4 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 52.2 Otros - C. No Regulados 15.2 Varios (1) 2.1 TOTAL COINCIDENTAL 1,050.1

Sep 404.8 266.0 171.2 9.9 51.2 18.4 38.5 38.3 7.3 10.9 5.9 15.3 51.3 15.2 2.2 1,052.0

Oct 401.0 266.1 172.4 9.7 50.1 17.1 38.8 38.9 6.9 10.7 5.9 15.6 50.9 15.0 2.2 1,052.5

Nov 415.2 264.1 170.1 9.9 48.6 16.5 38.1 38.2 6.7 10.6 5.7 16.1 51.9 15.2 2.0 1,065.5

Dic 422.4 260.0 170.6 9.5 49.9 17.1 40.2 39.4 6.7 10.4 5.7 16.0 52.7 15.1 2.0 1,067.4

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

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

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

Abr 405.4 267.5 169.2 9.4 53.5 16.8 39.0 40.7 7.1 11.2 6.1 15.7 49.3 12.9 2.4 1,062.6

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

Jun 368.9 274.0 171.4 9.1 49.7 18.8 37.9 41.6 8.0 12.1 6.2 14.7 48.4 15.0 2.5 1,027.9

Jul(al 25) 367.1 271.9 170.9 9.3 52.6 19.1 40.3 42.4 8.1 11.6 5.7 15.0 49.9 15.0 2.1 1,052.1

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

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI - (ago 2011-jul 2012)

2

3

4

5

6

9 10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31

PLATA

2

3

4

5

6

9

10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31

Ago (2011) CRE - Santa Cruz 185.6 ELECTROPAZ - La Paz 129.6 ELFEC - Cochabamba 83.6 ELFEC - Chimoré 4.1 ELFEO - Oruro 23.5 ELFEO - Catavi 9.3 CESSA - Sucre 18.2 SEPSA - Potosí 21.4 SEPSA - Punutuma 3.2 SEPSA - Atocha 5.8 SEPSA - Don Diego 2.6 ENDE - Varios (2) 5.9 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 34.5 Otros - C. No Regulados 9.1 Varios (1) 0.7 TOTAL 537.1

Sep 197.4 124.4 82.7 3.8 23.4 9.4 18.2 21.4 3.3 5.8 2.6 6.7 31.5 8.7 0.6 540.1

25 y 26 de julio | montevideo - uruguay

3 al 5 de septiembre | buenos aires - Argentina

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

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

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

Contacto: www.informagroup.com.br

SIMPOSIO LATINOAMERICANO DE GAS Y PETRÓLEO NO CONVENCIONAL 2012

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

22 Y 23 DE AGOSTO | santa cruz - bolivia

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

Nov 215.7 122.3 83.3 4.0 23.1 8.1 18.9 20.9 3.0 5.4 2.5 7.8 33.3 8.3 0.6 557.2

Dic 219.3 126.5 84.1 4.2 24.7 8.2 18.7 22.3 3.0 5.5 2.5 7.9 34.5 9.3 0.6 571.5

Ene 210.5 122.0 80.4 4.0 25.6 6.7 18.8 22.2 3.0 5.4 2.3 7.5 36.3 9.4 0.6 554.8

Feb 187.8 116.2 75.9 3.7 23.6 6.4 17.2 20.2 2.6 4.8 2.2 6.7 26.6 8.5 0.6 503.0

Mar 211.1 127.7 83.1 4.0 26.3 8.1 19.8 23.1 3.3 5.8 2.6 7.6 32.1 9.1 0.7 564.3

Abr 198.0 122.4 80.0 3.9 25.4 7.4 18.2 21.9 3.3 5.6 2.5 7.3 30.8 7.2 0.7 534.5

May 187.6 129.6 83.7 3.9 25.1 9.4 19.1 23.3 3.3 6.0 2.4 6.9 32.3 8.2 0.8 541.6

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

AGENDA ENERGéTICA II SEMINARIO LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE DE PETRÓLEO Y GAS

Oct 208.7 127.4 86.3 4.1 24.5 8.7 19.0 20.3 3.1 5.8 2.7 7.5 30.0 9.1 0.6 557.7

DEL 21 al 23 de noviembre | tarija - BOLIVIA

IV FIGAS - FORO INTERNACIONAL DEL GAS

Contacto: www.2012.boliviagasenergia.com

El gas natural en la estructura de desarrollo. Resultados en la industria y buenas prácticas. Nuevas tecnologías aplicadas a toda la cadena de los hidrocarburos. Tarija los espera este 2012.

Teléfono: (591-3) - 3538799

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

cbhe@cbhe.org.bo

Teléfono: 591 (3) 3565859

Jun 171.7 126.7 82.1 3.7 23.1 9.4 15.8 23.0 3.3 6.0 2.3 6.5 24.9 7.6 0.8 506.9

Jul(al 25) 135.1 101.2 66.4 2.9 20.0 7.8 15.5 18.1 2.9 4.6 2.0 4.9 25.1 6.9 0.5 414.1

Fuente: CNDC

240

Fecha

Fuente: www.eia.gov

HIDROCARBUROS


EDICIÓN 83  

APRUEBAN SEGUNDO CRÉDITO DEL BCB A YPFB POR BS 9.100 MM

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