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Foto: ABI

petróleo & gas

CRECIMIENTO: 2013 YPFB destinará Bs 4.781 MM para 31 proyectos de inversión YPFB programó Bs 2.648 MM para pago a PAE, AIR BP, Petroandina, YPFB Logística e YPFB Aviación por compra de acciones. El presupuesto total inP. 10 cluye ingresos y gastos por Bs 79.896 MM.

www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 86

Del 16 al 30 de Septiembre de 2012

WTI ($us/BBl de petróleo) Sep 12

Sep 13

Sep 14

Sep 17

Sep 18

Suscripción RE

97.17 97.01 98.31 99.00 96.62 95.29 Precio del gas boliviano para Argentina

Precio del gas boliviano para Brasil

11,17 $us/MMBTU

9,29 $us/MMBTU

Foto: Sinopec

DESTACADO

Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz / Mina Don Mario / Inspección Agosto 2012

Con el auspicio de:

Sep 11

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

Fuente: eia.gov/hidrocarburosbolivia.com

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

petróleo & gas

Sinopec inicia perforación sísmica en itaguazurenda Actualmente concluyó la instalación de su campamento base y se registra un avance del 50% en topografía. Destacan un gran despliegue logístico en la ejecuP. 14 ción del proyecto de adquisición. petróleo & gas

aumenta en 16% presupuesto para pago de costos recuperables Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos estima la retribución al titular o utilidad para 2013 en Bs 5.080 MM, monto superior en 43% al 2012 cuando se prograP. 12 mó Bs 3.540 MM.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

Mina ‘Don mario’ aportó Bs 12.9 mm en regalías mineras el primer semestre exclusivo. balance energético por departamentos

Santa Cruz lidera consumo de energía primaria en el país

Reporte Energía accedió al documento que publicará en Octubre próximo el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y presenta un adelanto de los principales datos sobre la situación energética del país, desagregados por regiones. Destacan validez y utilidad de este informe.

E

n cuanto a la producción departamental de energía primaria, Tarija encabeza la misma con 74.060,61 kilobarriles equivalentes de petróleo (kbep); le sigue Santa Cruz con 21.118,53 kbep,

luego aparece Cochabamba con 9.708,60 kbep, en cuarto lugar está Chuquisaca con 5.504,81 kbep y La Paz con 1.781,38 kbep. El estudio se enviará a Unasur para incluirse en el Balance Energético Regional. p. 6-8


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Aprobaron Bs 35 MM para abandono y remediación de otros siete pozos

Foto: Reporte Energía

P. 16

P.18

Repsol lidera gestión del carbono en el sector energético a nivel mundial

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

Miembro del directorio de YPFB RENUNCIA AL CARGO

Santa cruz, líder

En una carta dirigida al presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales, Gloria del Salvador Zamorano presentó su renuncia al cargo como representante del Gobierno Departamental Autónomo de Cochabamba ante el directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Según el documento, el 16 de agosto sufrió un accidente de tránsito que le provocó múltiple politraumatismo, situación que derivó en intervenciones quirúrgicas. La recuperación es de tiempo indeterminado, por lo que explica que no podrá seguir con sus funciones que desempeñaba desde el 14 de marzo de 2011.

Petrobras concluyó perforación en onerosa Petrobras concluyó la perforación del cuarto pozo en la cesión onerosa, en el presal de la Cuenca de Santos. Este descubrimiento fue preliminarmente anunciado el 21 de agosto de 2012, cuando el pozo todavía estaba en perforación, en la profundidad de 5.656 metros. El pozo denominado 3-BRSA-1053 -RJS (3-RJS-699), informalmente conocido como Franco SW, está localizado a una profundidad de agua de 2.024 metros, a unos 210 km de la ciudad de Rio de Janeiro y a 17 km al sur del pozo descubridor 2-ANP-1-RJS. Se alcanzó una profundidad final de 5.973 metros.

P. 16

Hasta diciembre se ejecutarán ocho procesos de Consulta y Participación Foto: Archivo / Reporte Energía

Fondo indígena entregó Bs 246 MM para 494 proyectos

P. 26

Foto: yucatan.com.mx

P. 28

Foto: Archivo / Reporte Energía

16 al 30 de Septiembre | 2012 Foto: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Dos incidentes causan inconvenientes a Pemex

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

S

anta Cruz recibirá este año unos 732 millones de bolivianos por concepto de regalías hidrocarburíferas, participación legal de la producción de sus campos petroleros tradicionales y se vislumbra un crecimiento más bien lento si es que no se incrementan los volúmenes de inversión para la exploración y se consolidan los proyectos pendientes tanto en las áreas tradicionales como no tradicionales. El panorama exploratorio en el aniversario de Santa Cruz no es muy alentador, ya que entre las escasas actividades exploratorias que se ejecutan en el departamento, podemos ver que solo se cuenta con el proyecto encarado por la francesa Total E&P Bolivie en los bloques Ipati y Aquio, con la perforación del pozo “Incahuasi 2” que registra un avance del 50%, pero con una expectativa de éxito muy alta según los expertos. En Camiri y por presión de la región, se retomó un antiguo prospecto petrolero de YPFB, que finalmente decidió encarar la perforación del pozo Sararenda SRR-X1, a través de la subsidiaria YPFB Andina. La perforación alcanzó los 6.050 metros de profundidad sin éxito, por lo que se replanteó el proyecto anunciando la realización de una nueva campaña sísmica ya que se tiene una expectativa de 1,2 Tcf’s de reservas que, de confirmarse, incrementarían no solo las reservas nacionales, si no el nivel de ingresos de regalías del departamento de Santa Cruz.

Los ingresos del departamento, que son destinados principalmente a la vinculación vial y la ampliación de la red eléctrica, siguen siendo insuficientes para un departamento que tiene un ritmo de crecimiento con el mayor índice nacional debido a la instalación industrial, la producción alimentaria y la migración interna, por lo que urgen acciones de distribución y políticas de atracción de inversión que equilibren las demandas en la región. Sin embargo y a pesar de este escenario, Santa cruz sigue liderizando la economía nacional, un informe de Milenio confirma el liderazgo del departamento en su aporte al PIB nacional, con un 27,1%. Uno de los factores que inciden en ese liderazgo es el nivel de exportaciones que superaron los $us 2,120 millones en 2011. La producción agroindustrial y principalmente la producción de granos en el que sobresale la soya, hacen de Santa Cruz el principal productor de alimentos para el país, con un 70% de la oferta, sumando cereales, tubérculos y la creciente industria pecuaria. “El comportamiento de los principales indicadores económicos de Santa Cruz, permiten concluir que la economía cruceña es el pilar fundamental de la economía nacional”, según Milenio. Este aniversario de Santa Cruz, si bien lo encuentra con una baja por los ingresos hidrocarburíferos, no ha sido superada en su liderazgo económico nacional.

¿quién es quién?

Fernando L. bENALCÁZAR

Es el Vicepresidente para América Latina de Equitable Origin de los Estados Unidos y lidera su oficina regional en Quito, Ecuador. Fernando tiene 20 años de experiencia en la industria petrolera desde posiciones en el campo hasta cargos de Alta Gerencia y Juntas Directivas. Será panelista del Foro Internacional del Gas (FIGAS) 2012.

publicación destacada

Fundación milenio

Al conmemorarse el 202 aniversario de la gesta libertaria de Santa Cruz, Fundación Milenio presentó un análisis titulado “Economía cruceña, crecimiento sostenible de Bolivia. El documento señala que la economía cruceña sigue siendo la primera en aportar al crecimiento del PIB, con un 27.1 por ciento.

Lectura uSO DE TECNOLOGÍAS recomendada DE LA INFORMACIÓN La Academia Nacional de Ciencias de Bolivia (ANCB) publicó en su último boletín “Uso de tecnología de la información”. La temática analiza el impacto social y económico de las tecnologías en los diferentes ámbitos y las nuevas relaciones sociales. El estudio se realizó en base a datos del Instituto Nacional de Estadística (INE).

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

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Franco García Jefe de Redacción Lizzett Vargas Periodista Edén García Periodista Johnny Auza Corresponsal USA Franco Centellas Corresponsal Sur David Durán Diseño

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DE LA


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16 al 30 de Septiembre | 2012

petróleo & gas

El documento que se presentará en las siguientes semanas contiene un resumen de la información energética desagregada a nivel departamental de la gestión 2010

Viceministerio de Desarrollo Energético - MHE

EXCLUSIVO. BALANCE ENERGÉTICO DEPARTAMENTAL del ministerio de hidrocarburos y Energía

Energía primaria: Santa Cruz el que más consume y Tarija el mayor productor En consumo por producto aparece primero el diésel oil con 24,2%, luego el gas natural que llega a 20,4%, las gasolinas suman 16,5%, la biomasa 16,4%, electricidad se sitúa en 10,9%, el GLP en 8,5% y otros derivados aportan el 2,9%. Producción de energía primaria FUENTE

La Paz

Petróleo, Condensado y Gasolina Gas Natural Hidroenergía Biomasa

0,00 0,00 844,56 936,82

1.864,44 17.148,11 0,00 2.105,98

2.338,25 5.666,24 444,31 1.259,81

429,81 4.587,49 0,00 487,51

10.723,29 63.013,00 13,51 310,80

0,00 0,00 0,00 268,46

0,00 0,00 44,44 929,26

0,00 0,00 0,00 85,36

0,00 0,00 0,00 23,22

15.355,79 90.414,84 1.346,83 6.407,23

1.781,38

21.118,53

9.708,60

5.504,81

74.060,61

268,46

973,70

85,36

23,22

113.524,68

TOTAL

Santa Cruz

Cochabamba Chuquisaca

Tarija

Oruro

Potosí

Beni

Pando

Bolivia

Fuente: Viceministerio de Desarrollo Energético - MHE

TEXTO: franco garcía S.

D

el total del consumo final de energía primaria en el país, Santa Cruz ocupa el primer lugar con 31,1%, seguido de Cochabamba que suma 24,2% y La Paz 19,3%, según el Balance Energético Departamental 2010, realizado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), el cual será presentado en su totalidad en las próximas semanas. En menor grado de consumo final de energía primaria del país (compuesta por gas natural, hidroenergía, biomasa y petróleo, condensado y gas natural), aparece Chuquisaca con 6,9%, Tarija se sitúa en 6%, Oruro en 4,7 % y cierra Potosí con 1,7%. Reporte Energía tuvo acceso al documento oficial de recopilación estadística y presenta un adelanto de sus principales cifras para la gestión 2010. Al respecto, el viceministro de Desarrollo Energético, Franklin Molina, comentó que los datos muestran que Santa Cruz tiene un peso importante en este segmento de estudio por su naturaleza productiva y que el se-

gundo lugar que obtiene Cochabamba en Cochabamba con 2.338,25 kbep, conticonsumo final de energía primaria se debe núa en la lista Santa Cruz con 1.864 kbep a que concentra centrales termoeléctricas y en cuarto lugar se sitúa Chuquisaca con e hidroeléctricas y al desarrollo de su in429,21 kbep. dustria. Respecto a gas natural, Tarija también En cuanto a la producción departaestá a la cabeza de la producción con mental de energía primaria, Tarija enca63.013,00 kbep, en segundo lugar se posibeza la misma con 74.060,61 kilobarriles ciona Santa Cruz con 17.148,11 kbep, en terequivalentes de pecero Cochabamba tróleo (kbep) (67%); con 5.666,24 kbep en hidroenergía La Paz le sigue Santa Cruz y en cuarto lugar encabeza la producción con 21.118,53 kbep Chuquisaca con de energía primaria con (19%), luego apa4.587,49 kbep. 844,56 kbep, sigue Cbba rece Cochabamba A su vez, la hicon 444,31 kbep, luego con 9.708,60 kbep droenergía tiene Potosí con 44,44 kbep (8%), en cuarto lua La Paz en lo más gar está Chuquialto del ranking de saca con 5.504,81 producción con kbep (5%) y La Paz con 1.781,38 kbep (1%). 844,56 kbep, le sigue Cochabamba con En menor proporción y por debajo del 1% 444,31 kbep, luego está Potosí con 44,44 siguen Potosí con 973,70 kbep, Oruro tiekbep y en cuarto lugar cierra Tarija con ne 268,46, kbep, Beni 83,36 kbep y Pando 13,51 kbep. con 23,22 kbep. En cuanto a biomasa, los primeros cuaEn detalle, la producción de energía tros lugares de producción instalan a Santa primaria por departamento y por proCruz con 2.105,98 kbep, luego se localiza ducto señala que en el caso del petróleo, Cochabamba con 1.259,81 kbep, postecondensado y gasolina Tarija lidera este riormente La Paz con 936,82 kbep y luego segmento con 10.723,29 kbep, luego está Potosí con 929,26 kbep.

En este marco, tomando en cuenta la estructura de la producción de energía primaria, la de hidrocarburos representa el 93,1% del total, de los cuales 79,6% corresponde a gas natural y 13,5% a petróleo, condensado y gasolina natural. Por otro lado, la estructura del consumo final de energía por fuentes 2010 tiene en primer lugar al diésel oil con 24,2%, el gas natural suma 20,4%, las gasolinas 16,5%, la biomasa 16,4%, la electricidad 10,9%, el Gas Licuado de Petróleo (GLP) 8,5% y otros derivados aportan 2,9%. En cuanto a la estructura del consumo final de energía por sector, aparece en mayor proporción el transporte con 40,3%, continúa la industria con 26,6%, el sector residencial obtiene 18,7%, el agropecuario, pesca y minería 11,4%, y el comercial 3,0%. El Balance Energético Departamental 2010 es elaborado por el Viceministerio de Desarrollo Energético, dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), en el marco de sus competencias establecidas en el Decreto Supremo N° 29894, referidas a Estructura Organizativa del Poder Ejecutivo del Estado Plurinacional, artículo 61, parágrafo l, “Adminis-

ESTRUCTURA DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PRIMARIA - 2010

PRODUCCIÓN DEPARTAMENTAL DE ENERGÍA PRIMARIA - 2010

Petróleo, Cond. y Gasol. Nat.

CONSUMO FINAL DE ENERGÍA PRIMARIA POR DEPARTAMENTO - 2010 Cochabamba

La Paz

13,5

24,2

1

Biomasa

Chuquisaca

Santa Cruz

5,6

6,9

19

Hidroenergía

1,2

Tarija

Cochabamba

4,7

8

Oruro

4,7

Potosí

19,3

Gas Natural

79,6

Chuquisaca

5

Tarija

67

La Paz

Santa Cruz

31,1

19,3 Fuente: Viceministerio de Desarrollo Energético - MHE


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petróleo & gas

no validamos la información presentada en ningún tipo de documento que sea presentado como Balance Energético, puesto que es competencia privativa del nivel central

Viceministerio de Desarrollo Energético - MHE

ESTRUCTURA DEL CONSUMO FINAL DE ENERGÍA POR FUENTES - 2010

ESTRUCTURA DEL CONSUMO FINAL DE ENERGÍA POR SECTOR - 2010

Gasolinas

Cochabamba

18,7

Biomasa

19,0

Oruro

Agrop, Pes, Min

16,4

5,7

11,4

Electricidad

Tarija

5,5

10,9

Chuquisaca

Comercial

4,8

3,0

GLP

8,5

Potosí

6,4

Gas Natural Otros derivados

2,9

ESTRUCTURA DEL CONSUMO FINAL DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTO - 2010

Residencial

16,5

7

20,4

Diésel Oil

24,2

La Paz

21,6

Beni

Transporte

40,3

Industria

26,6

2,2

Santa Cruz

Pando

34,2

0,5

Fuente: Viceministerio de Desarrollo Energético - MHE

trar y gestionar el desarrollo del balance energético”. Al igual que el Balance Energético Nacional 2000 - 2010, presentado en meses pasados por el Ministerio del ramo, el Balance Energético Departamental constituye un documento oficial base para la Planificación Energética, señala un comunicado gubernamental. El Balance Energético Nacional fue el tercero realizado en el último tiempo por esta cartera del sector. El estudio que se presentará en las siguientes semanas contiene un resumen

de la información energética desagregada a nivel departamental de la gestión 2010. Incluye la oferta y el consumo de energía, las actividades de producción de energéticos primarios, como el gas natural, abundante en el país, el petróleo, la hidroenergía y la biomasa, su trasformación en energía secundaria (como electricidad y la producción de derivados de petróleo) la exportación e importación de energía y finalmente el consumo interno de energía, tanto por sector económico como por tipo de energético.

No avalan otros informes El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, mediante un comunicado, aclaró que no valida la información presentada en “ningún tipo de documento que sea presentado como Balance Energético, ya sea departamental o nacional, por otra organización, puesto que la Constitución Política del Estado establece como competencias privativas del nivel central del Estado el sector de hidrocarburos, además de la política económica y la planificación nacional”. Asimismo, el Decreto Supremo N° 29894, referida a Estructura Organizativa

del Poder Ejecutivo del Estado Plurinacional, artículo 61, parágrafo l, menciona entre sus competencias la de “Administrar y gestionar el desarrollo del balance energético”. ▲

Al igual que el Balance Energético Nacional, el balance Dptal. se constituye en documento oficial base para la planificación energética


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PETRÓLEO & GAS

Este es un documento base que permitirá conocer la línea base de esa información y el estado de situación de cada uno de los energéticos por región

Franklin Molina, viceministro de Desarrollo Energético

FRANKLIN MOLINA, VICEMINISTRO DE DESARROLLO ENERGÉTICO

‘cochabamba en primer lugar en intensidad energética en el país’ Foto: Ministerio de HIdrocarburos y Energía

Remarca que el Balance Energético Departamental contiene la información oficial y validada del sector. Este estudio será difundido próximamente en el país y se entregará posteriomente a Unasur para la construcción del Balance Energético Regional. TEXTO: FRANCO GARCÍA s.

¿Cuál es la importancia de este balance energético departamental? Nosotros ya hemos presentado el Balance Energético Nacional en 2010 y estamos haciendo esta nueva presentación en los próximos días. Prácticamente, lo que refleja el balance energético departamental es la información anual correspondiente a gestión 2010 sobre la oferta y demanda de energía a nivel de cada departamento, desarrollado por fuente y sector económico de consumo. La intención es que este documento sirva de base para la planificación departamental energética, tanto para la que se refiere al área de hidrocarburos, como así también a la relacionada con proyectos en energía eléctrica y la producción de biomasa. Este estudio resume el influjo de la producción de energía primaria, secundaria, consumo final de la energía por diferentes sectores, identificando también la intensidad energética, consumo de energía per capita, por departamento y región expresado también en una medida equivalente. ¿En qué se diferencia este documento de estudios presentados por otras instituciones del Estado? Este es un documento basado en una metodología de la Organización Latinoamericana de Energía. No es solo un documento estadístico más, sino una combinación de información proporcionada por YPFB, sector eléctrico y otras instituciones estatales. No se olvide que se analiza consumo de líquidos. Tiene que efectuarse analogías de la equivalencia de la gasolina en términos calóricos, del diésel y de la electricidad. Como se maneja distintas unidades, lo que se hace, a través de este documento, es uniformizar la información de toda la cadena energética de las distintas fuentes en las que se encuentra y explicar los procesos que sufre la energía desde su fuente primaria hasta su transformación secundaria y finalmente su consumo final. ¿Cuál es la utilidad de los datos que se presentan para las gobernaciones?

A un año de difundir el Balance Energético Nacional 2000 -2010, el Viceministerio de Desarrollo Energético presentará en Octubre próximo otro balance desagregado por departamento.

No nos olvidemos que a partir también de la CPE y la Ley Marco de Autonomías existe una serie de atribuciones y competencias, que cada vez adquieren las instituciones, en este caso las gobernaciones, referente a su rol en el marco del sector energético. De hecho, hemos recibido como Ministerio muchas propuestas de distintas regiones como Santa Cruz, Cochabamba y Tarija de ingresar en proyectos energéticos y en otros que están como parte de las competencias que irán asumiendo poco a poco las gobernaciones en cuanto a electrificación rural, incluso las municipalidades. Este es un documento base que permitirá conocer la línea base de esa información, el estado de situación de cada uno de los energéticos por región y en función a eso elaborar y combinar la

A nivel nacional, en cuanto a producción de energía primaria, el gas concentra el 79.60%, la hidroenergía abarca el 1.2%, la biomasa contempla el 5.6% y el petróleo, condensado y gasolina el 13.5%

planificación de los distintos niveles centrales, y en este caso con los distintos niveles de planificación. Hablamos aquí de la propuesta del Ministerio de Hidrocarburos, los planes del sector eléctrico del Plan Óptimo de Expansión del SIN y otros. Eso nos ayuda a manejar un solo lenguaje, una sola información, para uniformizar además criterios en cuanto a producción y consumo que van a ser sin duda de gran utilidad para distintos proyectos a nivel nacional. ¿Cuáles son las tendencias en cuanto a producción de energía? A nivel nacional, en cuanto a producción de energía primaria, el gas concentra el 79.60%, la hidroenergía abarca 1.2%, la biomasa contempla el 5.6% y el petróleo, condensado y gasolina, 13.5%. Y en términos de producción a nivel regional, tenemos por ejemplo que Tarija es la que aporta con más energía primaria con 74.060 kilobarriles equivalentes de petróleo (kbep), a continuación estaría Santa Cruz con una producción estimada de 21.118 (kbep) y seguidamente estaría cochabamba con 9.708. La gran proporción de esta fuente primaria de energía como se dará cuenta es gas natural. ¿Cuál es el la relación que se genera

en los intercambios energéticos? En lo que se refiere a intercambios energéticos, dentro de la relación entre exportaciones a nivel intrarregional de energía primaria sobre el consumo de energía primaria, se puede observar que en el caso de Santa Cruz CREeste intercambio es de 67.5, Chuquisaca 48.1 y Tarija 65.8. Por otro lado, en términos de intensidad energética, que es un indicador que mide la cantidad de energía ocupada (barril equivalente de petróleo) por unidad de Producto Interno Bruto (PIB), Cochabamba tiene el indicador más alto, es decir, 1.30, luego estaría Santa Cruz con 1.27 y Oruro estaría en tercer lugar con 1.09. Ahora estos son indicadores de intensidad energética y no necesariamente muestran el uso eficiente de la energía, por lo que habrá que analizar este tema dentro del contexto de la industria y del contexto de cada país. En otro dato, dentro del consumo final de energía per capita, Santa Cruz tiene un indicador de 4.25, mientras que Oruro tiene el primer lugar con 4.40. A nivel nacional tenemos una relación en el 2010 de 3.34 porque evidentemente hay otros departamentos con indicadores mucho más bajos, por ejemplo Beni, que tiene el indicador más bajo que es 1.72


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petróleo & gas

Se contempla la construcción de estaciones de servicio por Bs 35.9 MM para modernización de plantas de engarrafado en La Paz, Cochabamba y Santa Cruz por Bs 10.8 MM

Anteproyecto de Presupuesto 2013 de YPFB

CRECIMIENTO: SEGÚN ANTEPROYECTO DE PRESUPUESTO APROBADO

el 2013 yPFB destinará Bs 4.781 MM para 31 proyectos de inversión Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos ha programado Bs 2.648 millones para pagar a PAE, AIR BP, Petroandina, YPFB Logística e YPFB Aviación por la compra de acciones. El presupuesto total incluye ingresos y gastos por Bs 79.896 millones. PROGRAMA DE INVERSIONES GESTIÓN 2013

TEXTO: franco garcía s. No.

P

ara el próximo año Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) destinará Bs 4.781 millones para financiar 31 proyectos de inversión y pre inversión por administración directa, según el anteproyecto de presupuesto aprobado, en el que se destaca la puesta en marcha en el segundo semestre del 2013 de la Planta de Río Grande. Según el informe técnico del 4 de septiembre de 2012 de la Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios de Yacimientos, al que tuvo acceso Reporte Energía, en la siguiente gestión se contempla Bs 73.2 millones para el proyecto de perforación exploratoria Itaguazurenda, Bs 24.8 millones para exploración del área Ingre en el departamento de Chuquisaca y Bs 29.2 millones para mejoramiento de la calidad ambiental del Campo Sanandita. De acuerdo a la programación oficial se consigna la construcción de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande por Bs 195 millones, para el complejo Gran Chaco se prevé Bs 1.764 millones, con Bs 408.1 millones se implementará la planta de Gas Natural Licuado (GNL) y Bs 1.290 millones se invertirán en la edificación de la factoría de Urea y Amoniaco en Carrasco. A su vez, para financiar proyectos de redes de gas en El Alto, La Paz, Oruro, Chuquisaca, Potosí Cochabamba y Santa Cruz, además del que se maneja a nivel nacional por la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB, se anotó un presupuesto total de Bs 744.3 millones. Asimismo, se tiene previsto la construcción de estaciones de servicio por Bs 35.9 millones y para modernización de plantas de engarrafado en La Paz, Cochabamba y Santa Cruz Bs 10.8 millones. De su lado, la construcción de edificios de Redes de Gas en El Alto, Potosí y Santa Cruz requerirá un monto de Bs 8.4 millones. De igual manera, en el presupuesto de inversiones se inscribe la puesta en marcha de la Planta Recalificadora de Cilindros de Gas Licuado de Petróleo (GLP) con Bs 15.3 millones, la construcción de suministro de gas natural Kallucata con Bs 48.5 millones y la reestructuración de YPFB Corporación con Bs 17.9 millones. También se contempla la construcción de edificios de Yacimientos en Villamontes y Santa Cruz para sus respectivas vicepresidencias con un monto total de

Proyecto Total Bs Total $us

PROYECTOS DE INVERSIÓN 1 Exploración Perforación Proyecto Itaguazurenda 2 Exploración del Area INGRE Dpto. Chuquisaca 3 Mejoramiento calidad ambiental campo Sanandita 4 Construcción Planta Río Grande 5 Construcción Planta Gran Chaco/Tarija 6 Implementación Planta de gas natural Licuado (GNL) 7 Construcción Planta Urea Amoniaco de Carrasco Proyectos Redes de Gas 8 Proyecto Redes de gas - GNRGD 9 Proyecto Redes de Gas - Regional La Paz 10 Proyecto Redes de Gas - Regional El Alto 11 Proyecto Redes de Gas - Regional Oruro 12 Proyecto Redes de Gas - Regional Chuquisaca 13 Proyecto Redes de Gas - Regional Potosí 14 Proyecto Redes de Gas - Regional cochabamba 15 Proyecto Redes de Gas - Regional Santa Cruz Total Proyectos Redes de Gas 16 Construcción Suministro de Gas Natural Kallutaca 17 Construcción de Infraestructura para calibración de medidores en la planta El Alto 18 Construcción del Edificio de Redes El Alto 19 Construcción del Edificio de Redes Potosí 20 Construcción del Edificio de Redes Santa Cruz 21 Implementación de Estaciones de Servicio 22 Modernización Plantas Engarrafado LPZ, CBB y SCZ 23 Planta Rectificadora de Cilindros de GLP 24 Ampliación del Distrito Comercial Potosí 25 Construcción de Edificio villamontes 26 Construcción de Edificio VPNO Santa Cruz 27 Reestructura de YPFB PROYECTOS DE PREINVERSIÓN 1 Construcción de la Planta de Etileno y Polietileno 2 Construcción Plantas de GTL Tarija Gran Chaco 3 Proyecto de distribución de Gas Virtual GNL 4 Construcción de la Litoteca de YPFB en el departamento de Santa Cruz TOTAL GENERAL

73.211.000 24.800.995 29.245.048 195.050.829 1.764.880.681 408.129.488 1.290.829.718

10.518.822 3.563.361 4.201.875 28.024.544 253.574.810 58.639.294 185.464.040

299.968.213 53.663.889 92.242.037 29.365.310 26.326.786 6.437.742 98.247.930 138.124.291 744.376.198 48.528.936 199.151 2.655.664 3.026.400 2.767.700 35.901.736 10.855.251 15.397.318 813.763 11.29.469 12.301.263 17.932.660

43.098.881 7.710.329 13.253.166 4.219.154 3.782.584 924.963 14.116.082 19.845.444 106.950.603 6.972.548 28.612 381.561 434.828 397.658 5.158.295 1.559.663 2.212.258 116.920 1.610.556 1.767.423 2.576.532

15.986.140 69.252.000 3.616.600 350.000 4.781.317.997

2.296.859 9.950.000 519.626 50.287 686.970.977

Fuente: Anteproyecto de Presupuesto 2013 YPFB

Bs 23.5 millones. Por otro lado, en cuanto a proyectos de pre inversión se destinará para la planta de Etileno y Polietileno Bs 15.9 millones, para la construcción de la planta GTL en la provincia Gran Chaco en Tarija Bs 69.2 millones, mientras que para Distribución de Gas Virtual - GNL Bs 3.6 millones. Además se prevé la construcción de la Litoteca de YPFB en el departamento de Santa Cruz con Bs 350 mil. El Anteproyecto de Presupuesto Gestión 2013 tanto de ingreso como en el gasto asciende a Bs 79.896 millones. En cuanto al gasto, este se desagrega en gasto corriente con Bs 75.114 millones, mientras que para proyectos de inversión se destina Bs 4.781 millones.

ACCIONES FUENTE 20-230 No. EMPRESA Total Bs 1 Pago de Acciones PAE 1.634.297.732 2 Pago de Acciones Air BP 38.280.000 3 Compra de Acciones Petroandina 821.280.000 4 Compra de Acciones YPFB Logística 104.400.000 5 Compra de Acciones YPFB Aviación 50.181.600 Subtotal 2.648.409.332

$us 234.808.508 5.500.000 118.000.000 15.000.000 7.210.000 380.518.582

Fuente: Anteproyecto de Presupuesto 2013 YPFB

Mediante sus empresas subsidiarias, YPFB tiene presupuestado para el próximo año Bs 2.648 millones para pagar por acciones de empresas con las que mantiene controversias por su nacionalización y en otros casos para aumentar su participación en compañías subsidiarias.

En este marco, se prevé el pago de Bs 1.634 millones a Pan American Energy (PAE) y a AIR BP con Bs 38.2 millones. Asimismo, se estipula la compra de acciones en YPFB Petroandina con Bs 821.2 millones, en YPFB Logística con Bs 104.40 millones y en YPFB Aviación con Bs 50.18 millones. ▲


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PETRÓLEO & GAS

La utilidad se estima sobre el saldo de los ingresos en punto de fiscalización, después de realizar el pago de regalías y participaciones (18%), IDH (32%) y LOS costos recuperables

Anteproyecto de presupuesto 2013 de YPFB Corporación

AÚN NO SE CONOCEN DATOS del PRIMER SEMESTRE DE ESTE AÑO

Crece en 16% presupuesto para pago de costos recuperables Foto: Reporte Energía

Se estima la retribución al titular o utilidad para 2013 en Bs 5.080 MM, monto superior en 43% al 2012 cuando se programó Bs 3.540 MM, una vez descontados los costos recuperables por YPFB, de acuerdo al anexo F de los contratos suscritos. TEXTO: franco garcía S.

Y

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ha previsto aumentar en 16% el monto destinado para pago de costos recuperables, con lo que se pasará de Bs 5.263 millones en 2012 a Bs 6.112 millones el próximo año, según el anteproyecto de presupuesto aprobado en este mes, al que tuvo acceso Reporte Energía. El costo recuperable total estimado fue calculado en base al valor de la producción en punto de fiscalización (producción estimada menos tarifa de transporte y compresión). De este monto se deduce las participaciones, regalías e impuestos, señala el informe técnico que sustenta el presupuesto 2013 de la estatal petrolera. Del valor remanente, YPFB pagará al titular un porcentaje en función a los contratos suscritos, destinados a cubrir los costos recuperables del titular, que deberán estar aprobados por Yacimientos y auditados según el procedimiento financiero y contable, establecido en los contratos suscritos entre partes, se señala. En este sentido los costos recuperables fueron estimados en base a los datos históricos de producción de líquidos y gas por parte de la Vicepresidencia Nacional de Operaciones y la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de Yacimientos, aplicando una proyección con promedio ponderado. Estos montos de producción fueron determinados por empresa y por campo, información que permitió efectuar el cálculo y obtener su valor. Por otro lado, se proyecta la retribución al titular o utilidad para la gestión 2013 en Bs 5.080 millones, monto superior en 43% al 2012 cuando se presupuestó Bs 3.540 millones, una vez descontados los costos recuperables por parte de Yacimientos, de acuerdo al anexo F “Retribución de los titulares” y porcentajes establecidos en los contratos suscritos. Se explica que la utilidad prevista se realiza sobre el saldo de los ingresos en punto de fiscalización, después de efectuar el pago de regalías y participaciones (18 por ciento), IDH (32 por ciento) y los costos recuperables. Tanto el pago por costos recuperables como la retribución al titular o utilidad forman parte del subgrupo de gasto 27000 “Gasto por Servicios Especializados por la actividad extractiva”, que suma en total Bs

Según la Ley 3740 YPFB debe publicar semestralmente en su página web los costos recuperables de las nueve empresas operadoras en el país. A la fecha se publican datos de 2011.

ley 3740 de desarrollo sostenible del sector hidrocarburos ARTÍCULO 6. (Transparencia de la Información). Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos publicará semestralmente y con carácter oficial, en su página web institucional y por escrito mediante comunicaciones oficiales, toda la información referida a los Costos Recuperables y al cálculo realizado para la determinación de la participación de YPFB y de las empresas petroleras en los beneficios de la actividad de hidrocarburos. Esta información de acuerdo a los Anexos D, F y G de los Contratos de Operación suscritos entre YPFB y las empresas petroleras, deberá contener al menos para cada Campo, lo siguiente: 1. Costos de personal de las empresas operadoras. 2. Costos de movilización y desmovilización del personal. 3. Costos de transporte y reubicación

11.192 millones, de acuerdo al proyecto de presupuesto 2013 de Yacimientos. En 2011, según la página web de la estatal petrolera, en total los costos recupera-

del personal. 4. Costos de materiales. 5. Impuestos, Regalías y Participaciones, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), tasas, patentes, contribuciones y compensaciones e indemnizaciones. 6. Diferencias de cambio 7. Protección al medio ambiente, seguridad industrial y salud ocupacional. 8. Costos legales. 9. Seguros, costos de administración y servicios 10. Depreciación de los activos fijos. 11. Volúmenes de producción, precios e ingresos brutos de los hidrocarburos por cada componente (gas natural, líquidos, etc) tanto para el mercado interno como externo. 12. Inversiones realizadas. 13. El índice B.

bles sumaron $us 761.6 millones correspondientes a las cuentas de nueve compañías que operan en el país. Reporte Energía envió un cuestionario a

la Gerencia Nacional de Administración de Contratos de YPFB para conocer el monto de pago correspondiente al primer semestre de este año de los costos recuperables por empresas y campos reportado por las empresas operadoras, pero hasta el cierre de esta edición no se recibió respuesta. El concepto de costos recuperables (CR), está definido en los Contratos de Operación, vigentes desde mayo de 2007, como los “costos incurridos y reportados por el titular y aprobados por YPFB conforme al procedimiento financiero y contable”. El procedimiento figura como Anexo D de los contratos. Estos costos deben ser reembolsados por YPFB a las empresas petroleras. La Ley 3740 del 31 de agosto de 2007 dice que son Costos No Recuperables el Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas (IUE), y el impuesto sobre remesas a beneficiarios del exterior. Esta norma instruye también a YPFB que publique semestralmente en su página web, y por escrito, mediante comunicaciones oficiales, toda la información referida a los costos recuperables y al cálculo realizado para la determinación de la participación de Yacimientos y de las empresas petroleras en los beneficios de la actividad de hidrocarburos. ▲


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TEXTO: Lizzett Vargas O.

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inopec Service Bolivia se apresta a iniciar la tercera fase de la adquisición sísmica 3D con la perforación de 7.200 pozos en el área Itaguazurenda. La operación está proyectada para la última semana de septiembre. Según el informe de la compañía china, el trabajo se inició con la movilización de personal y la instalación del campamento base en la zona de Itaguazurenda, en Camiri. El 29 de agosto de este año arrancó el trabajo de topografía, el cual tiene un 50% de avance y permite pasar a la siguiente fase que es la perforación. Una vez se avance un 30 por ciento en la perforación se realizará el registro sísmico hasta el mes de noviembre de este año. La empresa china se adjudicó la recolección de datos sísmicos en un área de 223 kilómetros cuadrados. El trabajo debió iniciarse después de la obtención de la licencia ambiental el 8 de febrero, pero por falta de autorización de los comunarios de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) Parapitiguasu las operaciones arrancaron después de un acuerdo con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) que se concretó el 10 de julio. En este sentido, la compañía reformuló su cronograma de trabajo de seis meses, el cual arrancó el 17 de julio y prevén concluirlo hasta finales del mes de enero de 2013. “A partir de ahora esperamos terminar dentro de los plazos previstos y sin mayores contratiempos”, dijo Zhou Tong, gerente general de Sinopec. La adquisición del proyecto de sísmica 3D en Itaguazurenda demandó a la empresa china un gran despliegue logístico y técnico para cumplir con los requerimientos del cliente, en este caso YPFB. Al respecto, el ejecutivo explicó que fue necesaria la construcción de 7 mil unidades digitalizadoras de campo (FDU por sus siglas en inglés) para adquisición, 75 taladros para sísmica, 25 estaciones de topografía, 8 mil geófonos y cinco receptores GPS. “Todos estos equipos fueron armados bajo términos de calidad, seguridad y eficiencia. Lo que significa que nosotros construimos el equipo que demande el tipo de trabajo”, aclaró Tong. Por otro lado, Sinopec está trasladando a Bolivia desde su filial Ecuador 20 profesionales, expertos en procesos símicos con más de 20 años de experiencia. Entre ellos geofísicos, socio ambientalistas, topógrafos y especialistas en seguridad. Itaguazurenda es el proyecto de prospección hidrocarburífera que encara la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación de YPFB Casa Matriz, en la perspectiva de encontrar nuevas reservas de gas natural y líquidos asociados en esa

Todos estos equipos para adquisición sísmica fueron armados bajo términos de calidad, seguridad y eficiencia exclusivamente para el proyecto itaguazurenda

Zhou Tong, gerente general de Sinopec

LA ADQUISICIÓN para la gnee de ypfb FINALIZARÁ A FINES DE ENERO DE 2012

SINOPEC INICIA PERFORACIÓN SÍSMICA EN ITAGUAZURENDA Actualmente concluyó la instalación de su campamento base y registra un avance del 50% en topografía. Destacan un gran despliegue logístico en la construcción de sus propios equipos. Fotos: Sinopec

petróleo & gas

Un camión descarga en el área de Itaguazurenda el equipo de adquisición sísmica construido por Sinopec para este proyecto.

Foto: Lizzett Vargas/Reporte Energía

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Zhou Tong, gerente general de Sinopec

región chaqueña cruceña. Sinopec realiza el servicio especializado para interpretar los registros y depurar un modelo geológico que dé curso a la perforación exploratoria. Con la adquisición de líneas sísmicas 3D se obtendrá una imagen de alta calidad de la geología del subsuelo en tres dimensiones, para luego ubicar con mayor precisión la perforación de un pozo exploratorio en el área. La estructura de Itaguazurenda se ubica en el lineamiento de la falla Mandeyapecua, que incluye a las estructuras de Cañada, Chorritos, Tajibo, El Espino y Amirí, de los cuales son productores de gas y condensado los campos Tajibo y El Espino. ▲

Un equipo de trabajadores de la empresa china toma los datos y medidas antes de ubicar el campamento base.

detalles del proyecto Ubicación. Este proyecto se ubica en el área reservada Boyuibe. El área se encuentra en una zona tradicional petrolera de Bolivia. objetivo. La empresa Sinopec se adjudicó el proyecto para obtener una imagen de alta calidad del subsuelo a nivel de las formaciones geológicas Iquiri y Tupambi, que presentan indicios de hidrocarburos. cronograma. De 17 al 29 de agosto se instaló el campamento base y volantes.

Del 29 de agosto al 30 de septiembre se realizará la topografía. Del 30 de septiembre al 30 de noviembre se efectuará la perforación. Finalmente del 30 de noviembre al 31 de enero la adquisición de datos 3D. equipos. Sinopec construyó 7 mil unidades digitalizadoras de campo (FDU por sus siglas en inglés) para adquisición, 75 taladros para sísmica, 25 estaciones de topografía, 8 mil geófonos y cinco receptores GPS.


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petróleo & gas

la gestión de pasivos ambientales se desarrolla en un escenario complejo por falta de información, vacíos procedimentales administrativos, legales y financieros

Dirección de Medio Ambiente de YPFB

eVALUACIÓN DE LA Dirección de medio ambiente de YPFB

aprobaron Bs 35 MM para abandono y remediación de siete pozos Foto: Archivo/Reporte Energía

Las acciones se iniciarán en mayo de 2013 en seis pozos del Campo Sanandita y uno sin nombre en la comunidad Itavicua. Actualmente ejecutan la remediación en SAN-X3 y SAN-31 con un avance del 70% y una inversión de Bs 3.4 millones. TEXTO: Lizzett vargas o.

E

l proyecto ampliatorio de remediación ambiental del Campo Sanandita, para el abandono de los pozos SAN-2, SAN- 9, SAN- 17, SAN- 26, SAN- 28 y SAN-32 y un pozo sin nombre de la comunidad Itavicua, obtuvo recientemente la aprobación de Bs 35 millones. Su ejecución está programada para mayo de 2013, según la Dirección de Medio Ambiente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). La estatal petrolera estará a cargo del abandono técnico y definitivo de estos pozos, considerados los pasivos ambientales hidrocarburíferos más críticos del país, ubicados en el municipio de Yacuiba del departamento de Tarija. Paralelamente a las gestiones administrativas y financieras para la aprobación de presupuesto, la Dirección de Medio Ambiente de Yacimientos ejecuta la remediación y restauración ambiental del Campo Sanandita, en los pozos SAN-X3 y SAN-31. Actualmente el trabajo tiene un avance del 70% con una inversión de Bs 3.4 millones y su conclusión está prevista para mayo de 2013. De acuerdo al informe, las acciones de remediación en SAN-X3 y SAN-31 se ejecutan de acuerdo al cronograma. A la fecha se realizó la limpieza de la quebrada Cororoy, se obtuvieron los resultados de la calidad de agua con contenidos mínimos de hidrocarburos, debajo de los límites permitidos por norma. Asimismo, se verificó la presencia de fauna acuática que corroboró el grado de la limpieza del cuerpo de agua. Además se procedió al retiro de suelos contaminados de las planchadas de los pozos en un volumen mayor a 6.500 metros cúbicos. Por otro lado, se avanza en la conclusión de los estudios a diseño final y documentos ambientales para la obtención de autorizaciones que permitirán su implementación en la gestión 2013. Entre ellos se mencionan el “Estudio a Diseño Final para la Remediación y Restauración de Caminos de Acceso a Pozos Priorizados por Organizaciones Sociales”. Además se presentó a las autoridades ambientales el documento de “Liberación de sitios con pasivos ambientales” para su evaluación y aprobación. Según la Dirección de Medio Am-

Equipo de la Dirección de Medio Ambiente de YPFB verifica las acciones de remediación en los pozos SAN-X3 y SAN-3. Su conclusión está prevista para mayo de 2013.

acciones en función de la situación legal Pasivos Ambientales

Acciones en ejecución

En áreas de contrato

Análisis legal de responsabilidad por los pasivos hidrocarburíferos en el marco de los contratos de operación. En caso de determinarse la responsabilidad del titular, se inician las gestiones necesarias para diagnosticar la situación ambiental, de riesgo y de conflicto social derivada de la existencia de dichos pasivos ambientales. Posteriormente y cuando corresponda la Unidad de Pasivos Ambientales instruye al operador a través de Presidencia realizar el abandono, remediación y restauración de las áreas afectadas por dichos pasivos. Aplicación de la cláusula 9.3 de obligaciones ambientales, por lo que YPFB deberá presentar al titular, los resultados de un Estudio de Evaluación Ambiental en Áreas de Contrato, mismo que refleje la situación actual de los pasivos ambientales hidrocarburíferos preexistentes generados antes de la firma del contrato y con ello determinar obligaciones ambientales tanto del titular como de YPFB (Estado). En caso de determinarse la necesidad de realizar un abandono de pozos, remediación y restauración ambiental, se realizará diseño final para cada caso y posteriormente la implementación del proyecto. Estas acciones podrán ser ejecutadas por YPFB o a traves del titular del área en función de los acuerdos alcanzados entre las partes en el marco del contrato. Investigación de la situación actual. En caso de determinarse la necesidad de realizar un abandono de pozos, remediación y restauración ambiental, se realizará diseño final para cada caso y posteriormente la implementación del proyecto.

En áreas reservadas de YPFB sujetas a negociación para firma de nuevos contratos

En áreas libres

Fuente: Dirección de Medio Ambiente de YPFB

biente de YPFB, en la gestión de pasivos ambientales existen varios aspectos positivos, principalmente el compromiso asumido para llevar adelante estas labores de remediación. En este marco, se conformó un Comité para encarar estos temas con representantes de la Asamblea del Pueblo Guaraní

Nacional. Los problemas son analizados con amplia socialización y participación de los actores involucrados que reiteradamente son invitados pero en algunos casos no responden a las convocatorias. Sin embargo, apuntan que las acciones se desarrollan en un escenario complejo debido a la falta de información res-

pecto a la situación actual de los mismos, vacíos procedimentales administrativos, legales, económico financieros y gestiones inconclusas. La remediación de pasivos ambientales fue asumida por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos desde el año pasado. ▲


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petróleo & gas

Repsol, que forma parte de este índice por tercera vez en cinco años, es la compañía del sector Energía con mayor presencia en el CDLI desde 2006, que se elabora anualmente

Comunicado de prensa de Repsol

DESTACA EN CAMBIO CLIMÁTICO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

Repsol lidera gestión del carbono en el sector energético a nivel mundial A su vez, encabeza por segundo año consecutivo la clasificación del sector Oil &Gas, tanto en el índice mundial Dow Jones Sustainability Index World (DJSI World) como en el europeo, Dow Jones Sustainability Index Europe (DJSI Europe). TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

S

egún la edición 2012 del índice Climate Disclosure Leadership Index (CDLI), que incluye a las 50 mejores compañías a nivel internacional en materia de comunicación y transparencia ante el cambio climático, Repsol lidera el sector mundial Energía por su gestión del carbono. Repsol, que forma parte de este índice por tercera vez en cinco años, es la compañía del sector Energía con más presencia en el CDLI desde 2006. El CDLI se elabora anualmente a partir de los resultados del cuestionario Carbon Disclosure Project (CDP) realizado entre las compañías FTSE Global Equity Index Series (Global 500), , indica un

comunicado de prensa de la petrolera. Las acciones que la compañía lleva a cabo para la gestión del carbono y la eficiencia energética han superado con éxito el riguroso proceso de análisis que examina, entre otros aspectos, su estrategia de carbono, la gestión que realiza de los riesgos y oportunidades asociados al cambio climático, la inversión en nuevas tecnologías para la reducción de emisiones y la mejora de la eficiencia energética, además de su inventario de emisiones de gases de efecto invernadero y los objetivos de reducción planteados. Este reconocimiento pone de manifiesto de nuevo el compromiso de Repsol con la protección del medio ambiente, que la ha llevado a ser considerada por el prestigioso índice de sostenibilidad Dow Jones la empresa de petróleo y gas más sostenible del

mundo, con la máxima puntuación por su estrategia frente al cambio climático, señala la empresa. En este marco la petrolera española lidera por segundo año consecutivo la clasificación del sector Oil & Gas, tanto en el índice mundial Dow Jones Sustainability Index World (DJSI World) como en el europeo, Dow Jones Sustainability Index Europe (DJSI Europe). De las 125 compañías internacionales de petróleo y gas analizadas, tan sólo 15 han entrado a formar parte del índice global (Dow Jones Sustainability Index World), del que Repsol es líder con la máxima puntuación por su desempeño económico, social y ambiental durante 2012. Sólo cinco compañías europeas de petróleo y gas, de las 18 analizadas, han superado la evaluación y entrado a formar parte

del índice europeo (Dow Jones Sustainability Index Europe). Los prestigiosos índices Dow Jones de sostenibilidad se conforman anualmente tras un riguroso proceso de análisis y evaluación de los comportamientos y desempeños de las empresas según diferentes criterios de carácter económico, social y ambiental. En la edición 2012, Repsol obtuvo la máxima puntuación del Dow Jones en los criterios de transparencia, gestión de riesgos y crisis; combustibles limpios; estrategia frente al cambio climático; sistema de gestión medioambiental; desarrollo del capital humano; e impacto social en la comunidad. Desde su entrada en 2006 en el Dow Jones Sustainability Index, Repsol ha figurado siempre como una de las mejores compañías de su sector. ▲


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Petróleo & gas

YPFB PETROANDINA registró una ejecución de $us 40 mm para los trabajos exploratorios y de ese monto $us 28,5 mm fueron pagados, quedando una deuda de $us 13,5 mM

Informe técnico de YPFB sobre el aporte de capital a YPFB Petroandina SAM

Aprobado en el directorio de ypfb

Autorizan aporte de $us 37,2 millones pa continuidad a proyectos de YPFB Petroa La empresa de capitales mixtos confronta problemas de liquidez que afectan la secuencia de los proyectos de exploración que están a su cargo e incluso se expone a sanciones económicas. Es el primer aporte de YPFB a esta sociedad. Inversión y pagos previstos sept-dic 2012 de ypfb petroandina

TEXTO: Edén García S.

Programación Sept-Dic 2012 Sub Total

(Miles $us)

(Miles $us)

PROYECTOS SUBANDINO NORTE Lliquimuni

9.685

Geología de superficie magnetoestratigrafía

61

(Continuidad)

2.125

Suministro de cañerías de revestimiento, trépanos y servicio integral de cabezales

7.700

Chepite

69

Geología de superficie (continuidad)

69

Chispani

358

Geología de superficie (continuidad)

358

TOTAL SUBANDINO NORTE

10.313

PROYECTOS SUBANDINO SUR Aguaragüe Sur “A”

7.892

Construcción camino planchada TBY-X2

4.855

Construcción camino planchada (continuidad)

4.730

Supervisión técnica construcción camino

90

Monitoreo socio ambiental TBY-X2

32

Inicio de operaciones en el pozo Timboy-X2

3.037

Iñau

8.105

Adquisición sísmica 2D

8.000

Geología de superficie (continuidad)

105

Iñiguazu

893

ADQUISICIÓN SÍSMICA 2D IÑIGUAZU

309

Monitoreo socio ambiental Iñiguazu

Inversión social Iñiguazu Geología de superficie (continuidad)

9 300 5

Procesamiento sísmico

79

Interpretación sísmica

500

Aguaragüe Sur “B”

34

Geología de Superficie (Continuidad)

34

Aguaragüe Norte

300

Geología de superficie (Continuidad)

390

Tiacia

75

Geología de superficie (Continuidad)

75

TOTAL SUBANDINO SUR

17.390

Pago de patentes 2012

Pago de patentes 2013

2.608 3.616

Gastos administrativos

2.258

SUB TOTAL INVERSIÓN

37.185

Pago de obligaciones de proyectos de inversión

13.516

TOTAL

50.701

Fuente: Reporte de YPFB Petroandina - 22/08/2012

E

l directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) aprobó el aporte de capital por un monto de $us 37,2 millones en favor de la empresa YPFB Petroandina SAM, en la cual la estatal petrolera participa con un 60% del paquete accionario y Petróleos de Venezuela (PDVSA) tiene 40% , de acuerdo a documentos oficiales. Se trata del primer aporte que realiza YPFB en esta sociedad que tiene a su cargo la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos desde el año 2008 en los bloques Sécure, Madidi, Chispani, Lliquimuni y Chepite en el subandino norte y Aguarague Norte, Centro, Sur A, Sur B, Iñau, Iñiguazu y Tiacia en el subandino sur. Los recursos están destinados a dar continuidad a los trabajos de exploración que la sociedad proyecta realizar desde septiembre hasta diciembre de este año en las áreas mencionadas. Las actividades incluyen labores de geología, sísmica 2D, construcción de caminos planchada, entre otros. De acuerdo a los documentos, YPFB entregará estos recursos a solicitud de la Junta General Extraordinaria de Accionistas de YPFB Petroandina SAM que, en fecha 23 de agosto determinó la aprobación del requerimiento de capital por un total de $us 50,7 millones, de los cuales, $us 37,2 millones corresponde al aporte de la estatal para el financiamiento de las inversiones hasta fin de año y $us 13,5 millones, a la contribución de PDVSA para el pago de una deuda contraída por la sociedad. Cabe señalar que hasta el mes de julio de este año, la empresa de capitales mixtos registró una ejecución de $us 40 millones para los trabajos exploratorios y de ese monto únicamente $us 28,5 millones fueron pagados, quedando una deuda de $us 13,5 millones por concepto de inversión y gastos de administración. Según el informe, YPFB Petroandina admitió que confronta problemas de liquidez que afectan no solamente la continuidad de los proyectos de exploración que están en plena ejecución, sino que la expone a sanciones de orden económico y legal por las obligaciones asumidas. Por tal motivo, los accionistas estable-


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la perforación del pozo exploratorio TBY–X2 prevé llegar a una profundidad de 5.150 metros, donde las expectativas alcanzan los 5,7 MMBLS de condensado y 0,7 TCF de gas

Informe técnico de YPFB sobre el aporte de capital a YPFB Petroandina SAM

ara dar andina cieron que se gestionará el financiamiento ante sus instancias correspondientes, a efecto de evitar la paralización de los proyectos y las sanciones económicas. En el caso de la estatal petrolera, para ejecutar la transferencia se debe cumplir con las exigencias legales y realizar las gestiones para su incorporación en el presupuesto. Los documentos detallan que los estados financieros de YPFB Casa Matriz proyectados al 31 de diciembre muestran, en la cuenta Activos Corriente – Disponibilidades, un saldo en bancos de $us 1.618 millones que garantizan la posibilidad de realizar el aporte a la sociedad mixta y dar seguimiento a los proyectos. Por su parte, los informes de YPFB Petroandina señalan que PDVSA, entre los periodos 2008 y 2012, habría invertido una suma de $us 178 millones. Sin embargo, YPFB aclara que la ejecución de este monto deberá contar con el dictamen de una auditoría externa especial, el cual validará el monto de inversiones realizada por PDVSA. “El aporte a ser efectuado por YPFB Casa Matriz no representa un reconocimiento tácito de las inversiones de PDVSA, ya que por decisión de la junta de accionistas de YPFB Petroandina SAM, las inversiones efectuadas de $us 178 millones serán objeto de una auditoría externa especial, la cual validará el monto de las inversiones realizada por PDVSA a la fecha”, puntualiza el informe técnico. Avance de proyectos De acuerdo a los planes mínimos de exploración de YPFB Petroandina, en el periodo 2008 y 2012 se ejecutó diferentes proyectos para la exploración en el subandino norte y sur. En el bloque Lliquimuni, ubicado en el subandino norte, se concluyó con el proyecto sísmico 2D más grande en extensión que se haya realizado en Bolivia, con 1.082,10 kilómetros lineales de levantamiento, cubriendo un área de 17.981 km2 y 43.284 registros sísmicos. También se finalizó con el proyecto de

Petróleo & GAs

Inversiones previstas por YPFB Petroandina

Aporte de accionistas

Detalle Monto $us

Accionista Monto $us

Gastos administrativos y patentes Inversiones Subandino Norte Inversiones

PDVSA YPFB

13,5 millones 37,5 millones

TOTAL

50,7 millones

TOTAL

6,9 millones 30,2 millones 56,9 millones

21

94,0 Millones

Costo estimado operaciones 2012 (pozo exploratorio LQC-X1) Proceso

Noviembre

TOTAL ($us) Diciembre

1 Suministro de cañerías de revestimiento 4.200.000 2 Servicio integral de cabezales 500.000 3 Suministro de trépanos 3.000.000

4.200.000 500.000 3.000.000

TOTAL $us

7.700.000

Septiembre

Costo ($us) Octubre

4.200.000

3.500.00

Fuente: Reporte de YPFB Petroandina - 22/08/2012

adquisición, procesamiento e interpretación de datos de aerogravimetría y magnetometría y la geología de superficie, no solamente para este bloque, sino para todos los del subandino norte. El informe destaca que con la información suministrada por la geología de superficie y la sísmica procesada, se ha efectuado el ajuste sistemático de los modelos geológicos estructurales, constituyendo un soporte más confiable y sustentable en la determinación de estructuras prospectivas para la futura perforación del pozo exploratorio. Los trabajos que se encuentran en plena ejecución son el de gabinete del levantamiento de magnetoestratigrafía, el estudio de ingeniería básica a diseño final para la construcción del camino de acceso a la ubicación de perforación del pozo exploratorio Lliquimuini–X1 (LQC – X1), adquisición de bienes, cañerías, trépanos y cabezales. En los bloques Sécure y Madidi, la ejecución de proyectos fue suspendida debido a que se encuentran en áreas protegidas y están protegidas por normas

laS cifraS

40

MM/$US

Es lo que ejecutó YPFB Petroandina para trabajos de exploración hasta julio del 2012 de los cuales $us 28,5 MM ya fueron pagados.

socio-ambientales. Mientras tanto, en el Subandino Sur, se ejecutaron las tareas de geología de superficie, con un levantamiento de 1.944 kilómetros y se concluyó con el trabajo de campo en los bloques Iñiguazu, Iñau y Aguaragüe Sur B. Aún resta por finalizar en Aguaragüe Norte y Tiacia, previsto para esta gestión 2012. Asimismo, en el bloque Aguaragüe Sur A, se realizan los preparativos para la perforación del pozo exploratorio Timboy–X2 (TBY–X2), para lo cual se ha adquirido tuberías de revestimiento, contratación de logística, trépanos cabezales y colgadores. Actualmente, está en construcción el camino de acceso al pozo y planchado y se prevé su conclusión y entrega a finales de noviembre de este año para que en enero del 2013, se inicie con la perforación. “Conforme a lo señalado por YPFB Petroandina, la perforación del pozo exploratorio TBY–X2 prevé llegar a una profundidad aproximada de 5.150 metros, donde las expectativas se encuentran asociadas con 5,7 millones de barriles (MMBLS) de condensado y 0,7 trillones de pies cúbicos, (TCF por su sigla en inglés) de gas a nivel de las formaciones Huamampampa y Santa Rosa”, sostiene el informe técnico de Yacimientos. También afirma que los proyectos ejecutados por la sociedad permiten tener un conocimiento y certidumbre sobre la geología de superficie y el subsuelo de las áreas del Subandino Norte y Sur, que en el

corto plazo permitirá encarar el proyecto de perforación exploratoria en zonas tradicionales y no tradicionales. Retraso en actividades Según el informe técnico de la estatal, la Gerencia General de YPFB Petroandina indicó que durante la ejecución de tres proyectos en la gestión 2012, se han generado “desfases” por diferentes motivos ajenos a la sociedad. Uno de los proyectos retrasados es la perforación del pozo exploratorio LQC–X1 que se vio afectado por las demoras en la licencia ambiental, siendo que la misma fue otorgada en el mes de marzo del 2012. La perforación del pozo TBY–X2 también sufrió un retraso por las intensas y prolongadas periodos de lluvia que demoraron la construcción del camino de acceso y planchadas. Por último, se reprogramó la adquisición de sísmica 2D en el bloque Iñau porque se realizaron gestiones con los entes gubernamentales para dar solución a los impactos no mitigables en la zona. ▲

laS cifraS

94

MM/$US

Monto que la sociedad prevé invertir en exploración en el Subandino Sur y Norte y en gastos administrativos y de patentes.


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petróleo & gas

El recon, proviene de la mezcla de crudo reducido, obtenido como residuo de la destilación atmosférica, con gasolina blanca proveniente de plantas de los campos y refinerías

Informe Boletín Estadístico de YPFB de Enero a Junio de 2012

INFORME BOLETÍN ESTADÍSTICO DE YPFB - PRIMER SEMESTRE 2012

Cae producción y exportación de RECON De enero a junio de la gestión pasada se produjo en promedio 237.817 barriles (Bbl) de crudo reconstituido, volumen que descendió hasta 199.086 Bbl, en el mismo periodo de este año gracias a la mejora de eficiencia en producción de las refinerías. PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO (Bbl)

TEXTO: franco garcía s.

E

n el primer semestre de este año, la producción de crudo reconstituido (Recon) del país disminuyó en 16,29% y la exportación en 26,51% en comparación al mismo periodo de 2011, según el Boletín Estadístico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). De esta manera, de enero a junio de la gestión pasada se produjo en promedio 237.817 barriles (Bbl) de recon, volumen que descendió hasta 199.086 Bbl en el mismo lapso de tiempo de este año. El 95,2% de este hidrocarburo fue producido por las refinerías de YPFB Refinación SA, Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, mientras que el restante porcentaje estuvo a cargo de la privada Oro Negro. La producción de recon se destina al mercado externo. Por consiguiente, en los primeros seis meses de este año se exportó 948.493 Bbl de crudo reconstituido, volumen menor en 26,51% al total comercializado durante el mismo periodo de la gestión 2011, cuando llegó a 1.290.668 Bbl. Llamativamente no se registra venta de recon durante los meses de marzo y junio de 2011 y 2012, además de enero de este año. Según el boletín estadístico de Yacimientos, el precio FOB (precio de venta de un determinado artículo que incluye

REFINERÍA

GUALBERTO VILLARROEL

GUILLERMO ELDER BELL

ORO NEGRO

TOTAL

2011

2012

2011

2012

2011

2012

2011

2012

109.822

112.402

120.844

64.080

9.241

10.967

239.906

187.449

FEBRERO

96.048

96.677

111.379

58.033

8.949

8.185

216.377

162.895

MARZO

110.120

100.553

147.493

86.840

9.890

10.950

267.503

198.343

ABRIL

122.965

95.098

73.494

108.032

9.740

10.257

206.198

213.387

MAYO

140.928

110.305

67.234

101.558

10.742

10.692

218.904

222.555

JUNIO

163.069

104.228

103.374

99.848

11.572

5.808

278.015

209.884

PROMEDIO

123.825

103.211

103.970

86.399

10.022

9.477

237.817

199.086

52,1%

51,8%

43,7%

43,4%

4,2%

4,8%

100,0%

100,0%

ENERO

%

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos de YPFB

el valor de la mercancía y los gastos de transporte y maniobra) del crudo reconstituido en Arica, para su venta al mercado

El recon, proviene de la mezcla de crudo reducido, obtenido como residuo de la destilación atmosférica, con gasolina blanca proveniente de plantas de procesamiento de gas natural de campos y refinerías

externo, es determinado mediante una fórmula asociada al precio de petróleo WTI, que promedia los cinco días posteriores a la fecha de emisión del conocimiento de embarque menos un descuento que es definido y aprobado entre las partes. El tiempo entre un embarque y otro es variable de acuerdo al volumen almacenado. El recon, proviene de la mezcla de crudo reducido, obtenido como residuo de la destilación atmosférica, con gasolina blanca obtenida en las plantas de procesamiento de gas natural de los campos y en las refinerías. ▲

EXPORTACIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO (Bbl) PRODUCTO ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL

CRUDO RECONSTITUIDO (BBL) 2011 2012 330.026 0 312.097 323.756 0 0 319.640 318.882 328.905 305.855 0 0 1.290.668 948.493

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos de YPFB.


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Inter nacional en poco más de un mes

incidente de gas y derrame petrolero causan inconvenientes en Pemex TEXTO: Agencias y Re

U

n par de accidentes suscitados en instalaciones de la empresa Petróleos Mexicanos (Pemex) y en el puerto de la región del Istmo de Tehuantepec ha generado diferentes problemas a la petrolera con resultados fatales y daño medio ambiental. El primero se trata de una explosión e incendio en el Centro Receptor de Gas y Condensados en Reynosa, ubicado en el kilómetro 19 de la carretera Reynosa-Monterrey, cercano a la frontera con Estados Unidos, donde fallecieron 30 trabajadores, 4 de ellos pertenecientes a Pemex y el restante a compañías contratistas. El director general de Pemex, Juan José

Suárez, indicó que ya han solicitado la intervención de la Fiscalía mexicana para desarrollar las investigaciones sobre las causas de este incendio, uno de los peores en la historia reciente de la compañía. En un comunicado, la Procuraduría General de la República (PGR) informó que junto con la fiscalía de Tamaulipas se creó un equipo apoyado por más de 20 peritos para llevar a cabo las investigaciones. El otro incidente está relacionado con el derrame petrolero ocurrido a mediados de agosto, en 19 playas del Istmo de Tehuantepec, provocado por el hundimiento de una monoboya (embarcación) que liberó el crudo que contenía. Esto ocasionó una mortandad de peces y animales marinos que están en peligro de extinción, como las tortugas golfinas.

Foto: yucatan.com.mx

La explosión en una planta de gas de la petrolera que ocasionó la muerte de 30 personas es investigada por un grupo de 20 peritos para determinar las causas, mientras que en el caso del vertido de crudo las autoridades analizan sanciones.

La explosión en la planta de gas es una de las peores en la historia reciente de Pemex.

Frente a esta situación, la delegación de la Procuraduría Federal del Medio Ambiente de México (Profepa), anunció que será a más

tardar en octubre cuando se imponga una multa de al menos 3 millones de pesos contra Pemex. ▲


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petróleo & gas

desde el 2007 hasta el 2012 se aprobaron 28 procesos de consulta y participación para proyectos hidrocarburíferos con la asistencia de los pueblos indígenas

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Primera evaluación del MHE

hasta diciembre se ejecutarán Ocho procesos de Consulta y Participación Foto: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Ampliación del GVT, perforación del pozo Incahuasi 3 y construcción de la Planta de Extracción de Licuables de Río Grande, son proyectos que cumplieron el proceso en esta gestión. La consulta para sísmica 3D en el bloque San Antonio sigue pendiente. TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

S

on ocho los procesos de Consulta y Participación que se concluirán en esta gestión, a cargo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), con pueblos indígenas, originarios y campesinos, para la otorgación de licencias ambientales en diferentes proyectos del sector petrolero. De acuerdo al cronograma de esta Cartera de Estado, YPFB Petroandina SAM tiene programado realizar las consultas para ejecutar la Exploración Sísmica 2D Bloque Aguaragüe Norte, Centro y Sur B. Asimismo, Total E&P Bolivie prevé cumplir el proceso para iniciar las operaciones en el Sistema de Transporte Incahuasi y Petrobras Bolivia con el proyecto de sísmica 3D en el Bloque San Antonio. La compañía Repsol YPF E&P Bolivia tiene planificada la perforación, explotación y construcción de la línea de recolección para el Pozo Margarita 8. Igualmente BG Bolivia tiene pendiente el trámite para la perforación en los pozos Escondido 9 y Escondido, además de YPFB Transporte SA que espera el proceso para ejecutar el loop de 6 kilómetros del Gasoducto al Altiplano (GAA) tramo Pongo-Totoroco. Según el informe oficial del MHE, tres proyectos concluyeron con el proceso para la obtención de licencias ambientales en esta gestión. Es el caso de YPFB Transporte SA que obtuvo la aprobación para la expansión del Gasoducto Villa Montes Tarija (GVT) fase II, como también la petrolera Total E&P Bolivie para las operaciones de perforación y tendido de línea de recolección del Pozo Incahuasi 3. A su vez, YPFB Corporación logró la aprobación para la construcción, operación y mantenimiento de la Planta de Extracción de Licuables Río Grande. Sin embargo, se menciona que existe un proyecto pendiente desde el 2009 a cargo de Petrobras Bolivia SA para la realización del proyecto de exploración sísmica 3D en el bloque San Antonio. De acuerdo con el informe, la convocatoria a consulta se realizó el 29 de octubre de 2009 dirigida a la Asamblea del Pueblo Guaraní Itika Guasu. Después de varias gestiones se logró realizar la reunión preliminar el 14 de enero de 2010 en Entre Ríos Tarija, en la que se firmó un Acta Notariada. Actualmente aún falta concretar la ejecución de la consulta y firma del Convenio de Va-

Este 2012 se obtuvo la aprobación de tres procesos de Consulta y Participación para proyectos hidrocarburíferos.

lidación de Acuerdos, gestión que está a cargo del MHE. Por otro lado, se identificó los principales problemas que se presentan durante el proceso de Consulta y Participación como ser: falta de saneamiento del territorio, compensación por impactos socio ambientales de carácter negativo y exigencia de pago por servidumbres. A ello, se suma la presión en la demanda de los pueblos indígenas para que se reconozca la implementación de monitores socio ambientales durante y después de la consulta y participación; y la división al interior de las organizaciones por aspectos inherentes a los pueblos indígenas. La evaluación del MHE muestra que desde el 2007 hasta el 2012 se aprobaron 28 procesos de consulta y participación, que contaron con la asistencia de los pueblos indígenas. Ellos participaron en la gestión ambiental mediante mecanismos apropiados y reconocidos en la Constitución Política del Estado y la Ley 3058 de Hidrocarburos.

Ocho procesos de Consulta fijados para el 2012 PROYECTO EMPRESA Sistema de Transporte Incahuasi - Total E&P Bolivie Total E&P Bolivie Exploración Sísmica 2D Bloque YPFB Petroandina SAM Aguarague Centro Sísmica 3D Bloque San Antonio Petrobras Bolivia Exploración Sísmica 2D YPFB Petroandina SAM Bloque Aguaragüe Sur B Perforación, Explotación y Construcción Repsol YPF E&P Bolivia de la Línea de Recolección Pozo Margarita – 8 Exploración Sísmica 2D YPFB Petroandina SAM Bloque Aguaragüe Norte Loop 6 Km del GAA YPFB Transporte SA Tramo Pongo - Totoroco Perforación Pozos Escondido 9 BG Bolivia y Escondido

LUGAR SCZ TJA TJA TJA TJA

CH Y SCZ CBBA TJA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Los procesos de consulta donde se subscribieron los convenios de validación de acuerdo con lo que establece el artículo

13 del Decreto Supremo Nº 29033 culminaron satisfactoriamente, señala el documento. ▲


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petróleo & gas

TEXTO: Lizzett Vargas o.

E

l Fondo de Desarrollo para los Pueblos Indígenas, Originarios y Comunidades Campesinas (Fdppioycc) desembolsó Bs 246 millones para la ejecución de 494 proyectos distribuidos en las distintas organizaciones comunitarias del país, según el informe oficial 2010 - 2012 brindado a Reporte Energía. De acuerdo a la información proporcionada, hasta la fecha se aprobaron en directorio 3.462 proyectos pero solo se desembolsaron recursos económicos para 494, de los cuales 167 fueron financiados este año. La transferencia de estos fondos están destinados principalmente a programas de promoción para proyectos de desarrollo productivo y social y orientados al fortalecimiento de la economía comunitaria. Actualmente el Fondo Indígena aglutina a ocho organizaciones de diferentes departamentos del país. Hasta agosto de este año se financiaron 122 proyectos para la Confederación Sindical Única de Trabajadores Campesinos de Bolivia (Csutcb) y 165 para la Confederación Sindical de Comunidades Interculturales de Bolivia (Cscib). Los proyectos de esta organización equivalen al 33% de los recursos entregados por el Fondo. A su vez, la Confederación Nacional de Mujeres Campesinas Indígenas Originarias de Bolivia Bartolina Sisa (Cnmciob-BS) se benefició con el financiamiento de 89 proyectos, mientras que el Consejo Nacional de Ayllus y Markas del Quillasuyu (Conamaq) con 53. Entre ambas organizaciones manejan el 29% del total del dinero desembolsado. De la misma manera, la organización Central de Pueblos Étnicos Mojeños del Beni (CPEM), recibió recursos para 13 proyectos y la Confederación de los Pueblos Indígenas del Oriente, Chaco y Amazonía

El Fondo Indígena contempla los recursos denominados comprometidos, pero sin fecha de desembolso para 49 proyectos. este monto equivale a Bs 458 millones

Informe 2010-2012

Fondo indígena entregó Bs 246 MM para 494 proyectos Hasta la fecha se aprobaron en directorio 3.462 proyectos. 167 fueron financiados este año. La mayor proporción de los recursos son solicitados por organizaciones del occidente del país. tienen 37 aprobados, lo que significa un 7% del total de programas financiados. Asimismo, se desembolsó recursos económicos para nueve proyectos destinados a la Coordinadora de Pueblos Étnicos de Santa Cruz (Cpesc) y cinco para la Asamblea del Pueblo Guaraní de Bolivia (APG). Estas dos organizaciones representan los porcentajes más bajos del financiamiento general, puesto que no exceden el 2%. A nivel nacional, de los Bs 246 millones se entregaron Bs 5.9 millones para Chuquisaca, Bs 130 millones a La Paz, Bs 11 millones se destinaron a Cochabamba, Bs 21 millones a Oruro y Bs 14 millones se entregaron a Potosí. Además se benefició el departamento de Tarija con Bs 14.9 millones, Santa Cruz recibió Bs 13 millones, Beni obtuvo Bs 25 millones y Pando Bs 735 mil. Por otro lado, el informe detalla que se planifica el destino de los recursos denominados comprometidos, mismos que no cuentan con fecha de desembolso para 49 proyectos que están aprobados y en ejecución, monto que equivale a Bs 458 millones. La organización que tiene el mayor financimiento para sus proyectos es la Confederación Sindical de Comunidades Interculturales de Bolivia con Bs 138 millones, mientras que la de menor acceso a estos fondos es la Asamblea del Pueblo Guaraní que apenas alcanzó los Bs 2 millones. ▲

la cifra

458 MM/BS

Son lo recursos denominados comprometidos, pero sin fecha de desembolso, dirigidos para 49 proyectos que están aprobados y en ejecución.

Infome 2010 - 2012, Fdppioycc

xxxxx

CIDOB - Confederación de los Pueblos Indígenas del Oriente, Chaco y Amazonía de Bolivia | 37 |

CNMCIOB - BS - Confederación Nacional Mujeres Campesinas Indígenas Originarias de Bolivia - Bartolina Sisa | 89 |

11

CONAMAQ - Consejo Nacional de Ayllus y Markas del Quillasuyu | 53 |

CPEM - B - Central de Pueblos Étnicos Mojeños del Beni | 13 | CPESC - Coordinadora de Pueblos Étnicos de Santa Cruz | 9 |

32

33

18 25

7 APG - Asamblea del Pueblo Guaraní de Bolivia | 5 |

1

FDPPIOYCC - Fondo de Desarrollo para los Pueblos Indígenas Originarios y Comunidades Campesinas | 1 |

0

CSUTCB - Confederación Sindical Única de Trabajadores Campesinos de Bolivia | 122 |

CSCIB - Confederación Sindical de Comunidades Interculturales de Boliivia | 165 |

Fuente: Presentación del Fdppioycc sobre el financiamiento desembolsado desde el 2010 al 2012. Foto: Archivo / Reporte Energía

28

la cifra

13

MM/BS

Es el monto total que recibieron las organizaciones indígenas del departamento de Santa Cruz del Fdppioycc desde el 2010 hasta agosto de 2012. Reunión de organizaciones indígenas del oriente se capacitan sobre la presentación de los proyectos ante el fondo indígena.


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especial santa cruz TEXTO: Edén García S.

D

e un poco más de Bs 732 millones que recibirá el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz en esta gestión 2012 por concepto de regalías de hidrocarburos, cerca del 45% están destinados a contrapartes para la construcción de infraestructura caminera en vías nacionales, mantenimiento de tramos provinciales y la entrega de recursos a los municipios mediante el sistema 50-40-10 (provincias productoras, no productoras y pueblos indígenas). Según Carlos Schlink, director de Tesoro de la Gobernación cruceña, las transferencias de recursos que se otorgan a la Administradora Boliviana de Carreteras (ABC) para la construcción de carreteras, puentes y alcantarillas ascienden a más de Bs 86 millones, mientras que para el mantenimiento de caminos en las provincias se ha presupuestado Bs 50 millones. Por su parte, los municipios recibirán, de acuerdo a Schlink, Bs 220 millones de los cuales, Bs 110 millones corresponden a esta gestión y el resto a saldos que se les debe del 2011 y 2010. “Con estos recursos ellos pueden realizar proyectos y programas de inversión concurrentes con la Gobernación, ya que en muchos casos hay municipios pequeños que no tienen fondos suficientes y no pueden satisfacer todas sus demandas”, añadió. El Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz maneja otros proyectos importantes con recursos de regalías como la construcción de defensivos en Río Grande, Parapetí y Piraí que en esta gestión 2012, en época de lluvias, no permitió las inundaciones en comunidades y cultivos aledaños a estas áreas. El monto previsto es de Bs 60 millones. También se ha proyectado invertir Bs 50 millones en desarrollo productivo, investigación agrícola y alimentos, Bs 60 millones en electrificación rural, Bs 40 millones en agua potable, Bs 40 millones en desayuno y almuerzo escolar para 40 municipios, Bs 30 millones en seguridad ciudadana y Bs 20 millones en 30 proyectos de medio ambiente, incendios forestales e institutos técnicos de las provincias, entre los más importantes En cuanto a la ejecución presupuestaria, el director de Tesoro de la Gobernación cruceña señaló que al final de la gestión prevén alcanzar el 85%. Afirmó que podrían tener un mayor porcentaje, pero que les imposibilita el mal cálculo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas que, en primera instancia, les fijó un techo presupuestario de poco más de Bs 400 millones, con los que elaboraron planes de inversión y, luego, les adicionó otros Bs 331 millones que no pueden ser ejecutados con rapidez por los diferentes trámites burocráticos que son requeridos para la utilización de estos nuevos recursos. “Estos recursos adicionales no se pue-

Los recursos adicionales no se pueden inscribir de manera rápida. hay trámites burocráticos que tardan y, por eso, siempre tenemos un saldo sobre las regalías

Carlos Schlink, director de Tesoro del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

Para el desarrollo departamental

santa cruz: Caminos y provincias El Gobierno Departamental de Santa Cruz espera ejecutar el 85% de estos recursos obtenidos por actividad hidrocarburífera en la región. Advierten retraso en inscripción de proyectos. laS cifraS

220

Millones de Bs

85 %

Son los recursos que la Gobernación cruceña destinó en esta gestión para las 15 provincias y 56 municipios del departamento. Es la ejecución presupuestaria que el Gobierno Departamental de Santa Cruz espera tener con los recursos de las regalías.

PRESUPUESTO VIGENTE IDH - 2012 INGRESOS Monto Presupuesto Inicial Reformulado 1 Y 2

105.696.272 51.193.045

Presupuesto Vigente

156.889.317

GASTOS 100.000.000

80.000.000

60.000.000

den inscribir de manera rápida. Hay trámites burocráticos como la aprobación de la asamblea, las modificaciones que tardan y, por eso, siempre tenemos un saldo sobre las regalías”, manifestó. A esto se suma, aseguró Schlink, el retraso de esta misma entidad central en inscribir los proyectos departamentales que permita, luego, a la Gobernación ejecutarlos. El presupuesto para esta gestión con recursos de regalías también prevé un gasto total de un poco más de Bs 915 millones que, comparado con el techo presupuestario vigente, deja un déficit de Bs 183 millones que, según Schlink, serán cubiertos con ingresos propios que generan las secretarías de la Gobernación, créditos externos, el impuesto especial a los hidrocarburos y sus derivados (IEHD) y el fondo de compensación. En este marco afirmó que los recursos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) son ejecutados en un 100%, puesto que la mayor parte de estos montos, que en 2012 bordea los Bs 157 millones, están condicionado a cubrir los compromisos y competencias transferidos por el Gobierno Central. Agregó que estas nuevas obligaciones no vinieron acompañadas de recursos, sino que los diferentes decretos supremos establecen utilizar el IDH para este fin. De esta manera, el Gobierno Departamental de Santa Cruz atiende compromisos como la Renta Dignidad con Bs 47 millones, transferencias a la ABC Bs 95 millones, 750 ítems de salud cerca de 27 millones y el bono de vacunación con un poco más de Bs 12 millones, entre los más importantes. Para este año el presupuesto del IDH tiene un déficit de Bs 38 millones aproximadamente, que será cubierto con recursos de regalías. ▲

40.000.000

20.000.000

0

Renta Dignidad

Fondo de Fomento a la Educación Cívica y Patriótica

SEMENA

47.066.794

313.775

576.434

Bono de Vacunación

Prediarios

Servicio de Festival Festival Transferencias Salud - Items Internacional Iberoamericano ABC de Música de Cine

12.721.500 8.398.455 26.852.110

344.000

68.800

Deuda de Capital

95.965.123 2.000.000

Total Gastos

194.306.991

Déficit IDH

-37.417.674

PRESUPUESTO VIGENTE REGALÍAS - 2012 INGRESOS Monto Presupuesto Inicial Reformulado 1 Y 2

401.552.965 331.313.365

Presupuesto Vigente

732.866.330

GASTOS 400.000.000

350.000.000

300.000.000

250.000.000

200.000.000

150.000.000

100.000.000

50.000.000

0

Funcionamiento

Cubrir Déficit del IDH

147.263.119

37.417.674

Total Gastos Déficit

Plan de Inversiones Transferencias ABC

363.062.032

86.526.658

Regalías a Provincias (Mod. 50-40-10)

Deuda de Capital

220.000.000

61.374.663

915.644.146 -182.777.816 Fuente: Secretaría de Hacienda del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz.


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Los municipios recibirán Bs 220 millones, de los cuales Bs 110 millones corresponden a esta gestión y el resto a saldos que se les debe del año 2011 y 2010

Carlos Schlink, director de Tesoro del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

31

especial santa cruz OPINIÓN

s, principales destinos de regalías Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

Jorge Estenssoro Dir. Invest y postgrado UPSA

Los proyectos de electrificación y caminos en las provincias son algunos de los más importantes que maneja el Gobierno Autónomo de Santa Cruz con recursos de las regalías.

“Rol del privado es tan importante como el estatal” Sin duda la inversión pública y, en este caso, la Gobernación está principalmente abocada a todo lo que es servicio que como el tema de la energía no solamente eléctrica, sino también la alternativa, la construcción de caminos y accesos a los distintos pueblos, provincias de tal manera que tengan un flujo más directo y faciliten y abaraten los costos de transporte de mercaderías y productos. Luego viene la educación, la salud y, por último, que también es importante, la alimentación. Sin embargo, para lograr un desarrollo integral del departamento se tiene que tomar en cuenta la función que cumple el rol privado la cual es esencial al igual que el Estado, no solamente para dar fuentes de trabajo sino para generar riquezas.


32

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especial santa cruz

Santa Cruz tiene todavía un potencial importante dentro del área tradicional y en la región del subandino sur, pero hay que invertir

Gerardo Corcos, director de la carrera de Ingeniería Petrolera de la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno

Existe potencial en el subandino sur y en el área Boomerang

plantean más Exploración para aumentar De acuerdo a diferentes analistas del sector petrolero, el peso del departamento de Santa Cruz en esta actividad se ha reducido gradualmente por la declinación de la producción de gas y líquidos en los diferentes campos tradicionales. PIB REAL POR DEPARTAMENTO Y ACTIVIDAD ECONÓMICA 2005 – 2010 (p) (En millones de Bs de 1990)

10.000

Otros Servicios de la adm. pública Establecimientos financieros(1) Transporte, almacenamiento y comunicaciones Comercio Construcción Industria manufacturera Minería Petróleo crudo y gas natural Agropecuaria

9.310 9.000

7.762

12% 4.368

17%

2.622 2.076

2005

2010

SCZ

2005

2010

LPZ

2005

2010

CBBA

2005

2010

TAR

2005

39% 2010

PTS

1.256

29%

0

1.818 1.301

27%

39%

1.324

43%

21%

16%

3.365

22%

18% 16%

16%

19%

22%

2.000 1.000

5.259

11%

20%

3.000

22%

4.000

17% 12%

5.000

6.124

11%

6.000

10% 10%

7.000

21%

7.880

11% 11%

8.000

2005

2010

OR

1.555 912

15%

17%

2005

2010

1.126

17%

17%

2005

2010

21% 19% 37% 37%

CHQ

BENI

241

313

29%

28%

2005

2010

PND

(p) Preliminar. Otros incluye restaurantes y hoteles, electricidad, gas y agua, servicios bancarios imputados, serv. Comunales, sociales y domésticos e impuestos indirectos Fuente: Instituto Nacional de Estadística (INE) Elaboración: Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, Red de Análisis Fiscal (RAF)

TEXTO: Edén García s

P

ese a la importancia de la industria de hidrocarburos en la economía cruceña, particularmente, en lo que se refiere a inversión pública, su participación ha ido disminuyendo en relación a otros años, por el agotamiento de las reservas de los diferentes campos petroleros tradicionales y el poco avance en las actividades explorato-

rias gasíferas. De acuerdo a datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), en el 2011 los hidrocarburos tuvieron una participación de 3,93% sobre el Producto Interno Bruto PIB (PIB) regional y los productos de refinación del petróleo un 1,7%, por lo que la importancia agregada es de 4,1%, mientras que en el año 2004, este sector ocupaba casi un 8%. En este sentido, diferentes analistas consultados por Reporte Energía coinci-

den que para detener este descenso en las actividades del sector hidrocarburos en el departamento y la consiguiente percepción de recursos por regalías y participaciones, es necesario retomar las actividades exploratorias. Al respecto, plantean la creación de un plan exploratorio más “agresivo”, ya que el departamento cruceño cuenta con potencial de líquidos y gas tanto en la zona tradicional del Boomerang como en la región del Chaco.

Para Javier Mansilla, exgerente de Producción de YPFB, si se quiere reponer el agotamiento de las reservas de hidrocarburos tanto en Santa Cruz como en el país, se necesita perforar al menos 20 pozos exploratorios por año. “Las perspectivas de exploración son bastantes pobres, deberíamos estar con un plan exploratorio muchísimo más agresivo que el actual”, acotó. Respecto al potencial cruceño, Mansilla indicó que el área norte del departamento


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especial santa cruz

Las perspectivas de exploración son bastantes pobres, deberíamos estar con un plan exploratorio muchísimo más agresivo que el actual

Javier Mansilla, exgerente de Producción de YPFB

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r Participación cruceña en hidrocarburos PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE REGALÍAS Y PARTICIPACIONES ENERO-JUNIO 2012 60,00 50,00

46,18

47,86

50,69

44,58

48,26

39,03

40,00

MMm3/día

acompaña la realidad geológica del departamento. Explicó que los campos de gas y líquidos en el territorio cruceño son pequeños y por lo tanto el régimen tributario actual no da los incentivos necesarios para fomentar la exploración. Consultado sobre la posibilidad que en el departamento cruceño se descubran megacampos, Ríos ve con dificultad que esto ocurra y afirmó que la geología para estos grandes reservorios se encuentra en Tarija y Chuquisaca. “Sí, hay posibilidad exploratoria pero es de alto riesgo tal cual lo demuestra lo ocurrido en Camiri en el pozo recientemente perforado por YPFB Andina”, puntualizó. Además, advirtió que de mantenerse esta situación de baja producción, los ingresos por regalías continuarán disminuyendo aun más en los próximos años. Sin embargo, esta pérdida gradual de la influencia de los hidrocarburos en el departamento cruceño no ha disminuido su liderazgo en diferentes indicadores económicos gracias a la diversificación de sus actividades productivas con el aporte fundamental del sector privado. Un informe de la Fundación Milenio señala que la economía cruceña sigue siendo la primera en aportar al crecimiento del PIB, con un 27,1%. Sus exportaciones sobrepasaron los $us 2,120 millones en 2011, superando lo alcanzado en el 2008 de $us 1,896 millones que hasta entonces eran los más altos. De los principales productos exportados no tradicionales sobresale la soya que ha logrado crecer tanto en valor como en volumen, aprovechando la creciente demanda internacional y subida de precios. El departamento de Santa Cruz sigue siendo el primero en producir alimentos para el país, entre granos, cereales, tubérculos y sector pecuario genera el 70 por ciento del total y garantiza la seguridad alimentaria al país. “El comportamiento de los principales indicadores económicos de Santa Cruz, permiten concluir que la economía cruceña es el pilar fundamental de la economía nacional”, destaca el informe. En este marco, el analista económico, Carlos Schlink, indicó que es muy importante para el país el funcionamiento de la eco-

30,00 20,00 10,00 0,00

ENE

CHUQUISACA

FEB

MAR

COCHABAMBA

ABR

MAY

SANTA CRUZ

TARIJA

JUN

TOTAL

Fuente: Boletín Estadístico de YPFB Enero-Junio 2012

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR DEPARTAMENTO ENERO-JUNIO 2012 60,00 50,00 40,00

MBbl/día

considerada zona tradicional de producción de petróleo, cuenta con reservas importantes, pero que se debe perforar a un nivel más profundo en la búsqueda de nuevas formaciones. De igual forma, Gerardo Corcos, director de la carrera de Ingeniería Petrolera de la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno (Uagrm), afirmó que Santa Cruz tiene todavía un potencial importante dentro del área tradicional y en la región del subandino sur, pero que es fundamental ejecutar cuantiosas inversiones que permitan descubrir grandes reservas. Aseguró que la prospección en términos generales en el departamento, apenas ha alcanzado un 18% y que todavía resta mucho por explorar. “Se necesita hacer muchos trabajos y todavía no estamos empezando a hacer inversiones, más bien se están postergando. Para poder encontrar importantes reservas hay que hacer sísmicas y perforación de pozos y eso demanda mucho dinero”, advirtió. Hasta la fecha, entre las pocas actividades exploratorias que se desarrollan en el departamento cruceño, se encuentra la operada por la petrolera Total en los bloques Ipati y Aquio. Actualmente, se perfora el pozo Incahuasi 2 que en el pasado mes de agosto registraba un avance del 47%. En Camiri se perforó el pozo Sararenda SRR-X1, a cargo la subsidiaria de la estatal petrolera YPFB Andina, que alcanzó los 6.050 metros de profundidad y fue declarado como un fracaso técnico por problemas tectónicos. Supuestamente aún se tiene una expectativa de 1,2 TCF de producción de gas natural. Por su parte, la empresa GTLI, que prevé realizar exploración en cuatro áreas, dos de las cuales se encuentran en el departamento de Santa Cruz (Cupecito y Almendro), continúa a la espera de la aprobación de la Asamblea Legislativa Plurinacional de los contratos de servicios petroleros que fueron suscritos entre la petrolera e YPFB Corporación el año pasado. Con este panorama, Álvaro Ríos, socio director de la consultora Gas Energy, señaló que las perspectivas en exploración en el departamento son muy bajas y que en un futuro no se vislumbra una mejor situación, ya que el sistema tributario vigente no

46,88

48,93

51,35

48,68

50,87

39,74

30,00 20,00 10,00 0,00 COCHABAMBA

CHUQUISACA

SANTA CRUZ

TARIJA

TOTAL

Fuente: Boletín Estadístico de YPFB Enero-Junio 2012

biocombustibles: un gran potencial en santa cruz Debido al constante crecimiento de la demanda de combustibles en Santa Cruz y en el país y la imposibilidad de poder satisfacerse con la producción interna, Gary Rodríguez, gerente del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), ve una buena oportunidad para desarrollar los biocombustibles en el departamento cruceño, tomando en cuenta el potencial en diferentes cultivos. “En la medida que la base productiva cruceña se expanda, la necesidad de hidrocarburos subirá. En función de ello, se precisaría de más inversión, algo que no necesariamente depende de lo que Santa Cruz pueda hacer por sí mismo, por lo que estratégicamente, no sería descabellado optar por energías alternativas”, manifestó. Actualmente, se cuenta con una planta piloto de biodiésel que tiene fines investigativos y está ubicado en Saavedra, a 62 kilómetros al norte de la capital cruceña. nomía cruceña y que gracias a ella se debe la sostenibilidad y el crecimiento de Bolivia. Detalló que los productos no tradiciona-

les son los que más peso tienen en la economía cruceña, entre ellos, la manufactura, el comercio, la agroindustria y los servicios. ▲


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especial santa cruz

Como departamento nos conviene que haya la mayor cantidad de información para que cualquier empresa pueda invertir en exploración de hidrocarburos en santa cruz

Hugo Sosa, delegado de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

Hugo Sosa, delegado de hidrocarburos, energías y minas del Gobierno autónomo dptal. de santa cruz

‘estamos analizando realizar estudios Foto: Archivo / Reporte Energía

El responsable del desarrollo energético y minero del departamento dio a conocer al avance en las diferentes áreas que maneja su repartición y las tareas y retos que quedan pendientes con el objetivo de incrementar los ingresos por regalías. TEXTO: Edén García s.

¿Qué trabajos realiza la su Delegación en materia de energía eléctrica? Dentro de las tres áreas que manejamos, el 90% de nuestro presupuesto son sistemas eléctricos que para este año estamos suma alrededor de Bs 50 millones y al 2013 Bs 90 millones. Esto no es un descuido de las otras dos áreas, sino que en la electrificación rural tenemos mayores competencias y libertad de acción. A parte de las obras importantes de construcción y consolidación de las redes en áreas rurales del departamento, tenemos un componente de energías alternativas con dos plantas pilotos. La primera tiene planificada su construcción en la comunidad El Espino donde conjuntamente con la CRE vamos a brindar electricidad a 180 familias de la zona en base a un sistema de generación solar. Contaremos con el apoyo de un sistema de generación a diésel en caso de cualquier emergencia de sobredemanda u otros imprevistos. Pensamos que con tres horas de diésel vamos a abastecer 24 horas de energía. Los paneles solares dotarán de energía al pueblo y alimentarán a unas baterías que darán iluminación a la comunidad por las noches. Este es un plan piloto, ya lo inscribimos y lo vamos a licitar este año en un mes más y al 2013 esperamos su construcción. Para la inversión, la Gobernación aportará con Bs 800 mil y la CRE alrededor de Bs 1 millón. Consideramos que las energías alternativas son la solución para pueblos que tienen sistemas aislados. Otro proyecto que estamos impulsando es la generación de energía eléctrica con biomasa, y para ello se está trabajando conjuntamente con el CIAT para investigar el potencial de ciertas plantas. Tomando en cuenta sus atribuciones como Gobierno Departamental ¿Cuáles son los resultados en la fiscalización realizada en campos petroleros y gasíferos? En el tema ambiental las empresas están cumpliendo con lo que se le exige en la normativa. Hay un nivel de cumplimiento aceptable y, en el tema de fiscalización, la información que hemos recopilado es muy parecida a la que se informa en los informes oficiales del Gobierno. Sin embargo, todavía no podemos asegurar del todo si las regalías recibidas corresponden a los volúmenes reales producidos en el departamento, como se muestra en los boletines estadísticos, pero después

Sosa destaca la labor realizada desde la Gobernación cruceña para el progreso y desarrollo energético del departamento y el país.

Todos los bolivianos debemos tener en claro que YPFB es la empresa más importante y es de todos, no pertenece al gobierno de turno y por eso tenemos que cuidarla, si la estatal cae el Estado boliviano fracasa

con visitas más prolongadas podemos ver diferencias, hasta el momento todo lo que se declara como aporte es lo que nosotros recibimos. ¿Se ha pensado implementar un centro de medición de hidrocarburos tal como lo hizo Chuquisaca recientemente? Lo tenemos como plan y lo tenemos que desarrollar. Me parece muy buena la iniciativa de Chuquisaca y para nosotros como departamento productor es una prioridad que tengamos nuestro propio centro de medición en la que no solamente nosotros, sino el ciudadano también tenga acceso. Lo estamos analizando, no tenemos una fecha exacta y costo estimado, pero creo que en un plazo no mayor a ocho meses lo tendríamos instalado. A parte de la labor fiscalizadora ¿Qué otros proyectos maneja la Gobernación cruceña en temas de hidrocarburos? Tenemos proyectado como pre-in-

Art. 33 Ley de hidrocarburos ♦ Previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, cualquier persona podrá realizar trabajos de reconocimiento superficial, consistentes en estudios topográficos, geológicos, geofísicos, geoquímicos, prospección sísmica y perforación de pozos para fines geofísicos,

versión una planta de GNV que queremos construir en San Matías, la cual la tendremos a diseño final el próximo año. Es una zona fronteriza donde un litro de gasolina le puede costar fácilmente Bs 15 y la gente no tiene mucho acceso a la formalidad, una garrafa puede costar tranquilamente Bs 80. Entonces, la idea es darle una alternativa de desarrollo a este pueblo con GNV y, posteriormente, tenemos como planes también desarrollar las redes de gas domiciliario. Entonces, San Matías va a tener gas domiciliario y acceso a un combustible que es barato para poder desarrollarse como pueblo. ¿Qué expectativas tienen con las actividades exploratorias en el departamento cruceño? En todo el país teníamos 44 áreas exploratorias, luego se incorporaron nuevas y se llegó a alrededor de 100. El discurso de YPFB dice que están trabajando en exploración porque se tiene más áreas, sin embargo, esto

en áreas bajo contrato o en áreas libres, sujeto a Reglamento. ♦ La ejecución de trabajos de reconocimiento superficial no concede al ejecutante prioridad ni derecho alguno para suscribir Contratos Hidrocarburíferos.

es solo en papeles porque las inversiones no lo demuestran y los recursos que se destinan a esta área son bajos. En el proceso de Capitalización que hubo en los años 90, y no estoy defendiendo ningún gobierno pasado, la inversión en exploración, perforación y explotación de campos llegó casi a $us 2 mil millones y eso fue lo que aumentó las reservas que actualmente tenemos. Para aumentar nuevas reservas no se puede hacer bajas inversiones porque se tardará mucho en descubrirlas y el consumo va a ser más rápido que la capacidad para reponer la oferta de hidrocarburos. En este sentido, si bien como Gobernación tenemos limitaciones legales, estamos analizando y consultando con viceministerios, de hacer algo muy parecido a lo que se hace en la ley minera, en la que se puede destinar un porcentaje de sus ingresos de regalías para incentivar la exploración minera. Estamos viendo si se puede hacer lo mismo en hidrocarburos, tal vez hacer los diferentes


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me parece muy buena la iniciativa de Chuquisaca y para nosotros como departamento productor es una prioridad que tengamos nuestro propio centro de medición

Hugo Sosa, delegado de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

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especial santa cruz

pre-exploratorios en hidrocarburos’ trabajos de prospección y verificación que es el paso preliminar dentro de la exploración de ciertas áreas que se hagan en el departamento. Como departamento se puedo realizar diferentes estudios para la prospección en hidrocarburos y esa información se la puede dar a YPFB o a cualquier privado que le interese hacer exploración en Santa Cruz. ¿Serían estudios pre-exploratorios? Exactamente, no hablemos de exploración porque no podemos hacer eso, sino de estudios que la actual Ley de Hidrocarburos en el art 33 lo determina, para ello tendríamos que destinar un fondo. Como departamento de Santa Cruz nos conviene que haya la mayor cantidad de información que se brinde en el extranjero o a nivel nacional para que cualquier empresa pueda invertir en exploración hidrocarburífera en Santa Cruz y eso nos origine regalías. Lo estamos consultando para ver si con recursos departamentales podemos incentivar la exploración hidrocarburífera en el departamento. ¿Cómo evalúa el trabajo desempeña-

tiempo completo en la empresa, tiene un do como representante por Santa Cruz en papel muy importante de fiscalización. Creo el directorio de YPFB? que se tiene que cambiar cómo se maneja las Todos los bolivianos debemos tener en contrataciones en YPFB. Yo sé que el mercaclaro que YPFB es la empresa más importando o el rubro necesita ser bastante ágil, pero te y es de todos, no pertenece al gobierno esa agilidad no debe generar vulnerarabiliad de turno y por eso tenemos que cuidarla, si la para que haya actos estatal cae el estado de corrupción. boliviano fracasa. En sí este fue un Dentro de todo Para aumentar nuevas buen año, se aumeneste ciclo se aprobareservas no se puede tó la producción de ron grandes proyechacer bajas inversiohidrocarburos, pero tos entre los que está nes porque se tardará su gran defecto o la la Planta de Separamucho en descubrirlas tarea pendiente es ción de Líquidos de y el consumo será más aumentar el tema Gran Chaco que me rápido que la capacidad de la exploración y parece un proyecto para reponer la oferta el control de la comuy interesante. El de hidrocarburos rrupción, desafíos 90% de las participade suma importanciones que tuve en cia. el directorio fue para

aprobar proyectos como para introducir las cláusulas anticorrupción, para que no se vulnere esta empresa y no sea tan susceptible y fácil de cometer actos de corrupción, tomando en cuenta que las cantidades de recursos que se manejan no son pequeños. Hay un directorio que si bien no está a

En materia de fiscalización minera ¿Cuánto se avanzó en Santa Cruz y qué aspectos fueron los más relevantes? Sin duda que el logro más importante de este año va a ser la creación y promulgación de la Ley Departamental de Sistemas de Re-

Ser mejor, hacer más

caudación de Regalías Mineras que permitirá controlar la actividad de este sector y percibir directamente los recursos sin intervención del Servicios de Impuestos Nacionales (SIN). Además, se puso un equipo de fiscalizadores mineros que trabajaron en paralelo con hidrocarburos para verificar los campos e incentivar el pago de regalías. Como resultado tenemos que hasta junio ya habíamos recaudado Bs 20 millones y esperamos cerrar en Bs 30 millones. Vamos a aumentar tres veces las regalías cruceñas solamente con un equipo de fiscalización ya que el año pasado cerramos en Bs 10 millones. Antes, el operador minero se sentía huérfano, nadie lo controlaba y pagaba lo que él quería, ahora hay un equipo que va a fiscalizarlo, bajo una ley que puede inclusive traer consecuencias penales. Entonces es un éxito la ley, el sistema de recaudaciones mineras ya está funcionando, lo tenemos en prueba y estamos en la última fase para poder vincularlos a los bancos. Los primeros días de octubre empezamos con el software para recaudar las regalías. ▲


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especial santa cruz Iván Fernández, experto CRUCEÑO en exploración

‘Es posible tener una empresa esta Se inició en YPFB en los años 80 y luego trabajó en empresas internacionales. Actualmente, es client representative de un proyecto exploratorio en el mar de Noruega, en el círculo ártico. Foto Reporte Energía

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HOJA DE VIDA Iván Fernández, nació en Santa Cruz de la Sierra. Realizó estudios de Geología en la Universidad Federal de Ceará (Brasil), en la Universidad Mayor de San Andrés en La Paz y realizó su especialización en la Universidad de Minas Gerais en Brasil. Es consultor geofísico, con amplia experiencia internacional en la industria sísmica. Tiene más de 24 años de experiencia en la supervisión del control de calidad sísmica de varias zonas geográficas alrededor del mundo, que incluyen la cordillera de los Andes, el desierto del Sahara, el Himalaya, la selva amazónica, Llanura del Chaco, el Mar Caribe (OBC) y el Mar de Noruega (Streamer). Algunas de las empresas en las que ha trabajado como QC supervisión o Client Representative incluyen a Chevron, Repsol-YPF, Pemex, Pennzoil, Enron, Barrett Resources, Coastal Oil, entre otros. Tiene una amplia experiencia con las últimas tecnologías y software de la supervisión sísmica, procesamiento de campo, interpretación sísmica, geología estructural y la evaluación de los impactos ambientales.

TEXTO: cristina chilo

C

omenzó a trabajar en la industria petrolera el año 1988 en YPFB y posteriormente realizó entrenamientos con Chevron Internacional desde 1990 hasta 1994, ocasión en la que participó en uno de los primeros proyectos exploratorios sobre la cordillera subandina sur, cuyos resultados y la interpretación de profesionales como Asterio Ayaviri y Alfredo Otero (+), permitieron descubrir del campo Margarita. Después de esta

experiencia fue invitado por empresas internacionales de adquisición sísmica en Perú, Ecuador, Colombia, Venezuela. Llegó a Houston Texas junto a la compañía Energy Innovatión Group, lo que significó un giro en su carrera porque a partir de allí paso a ser lo que se denomina como client

representative, bajo esta figura trabajó para la compañía Enron en la exploración del Golfo de Paria en el Mar Caribe. Recorrió lugares como India, México, Canadá, Argentina, el desierto del Sahara en proyectos de exploración hidrocarburífera. Desde febrero de este año, está a cargo de la

exploración en aguas profundas en el mar de Noruega, lo que lo hace un profesional todo terreno en materia de exploración. ¿Qué es un client representative? Es la persona para las compañías trasnacionales, que está representando al cliente ante todas las operaciones y ante todos sus contratistas. Es la encargada de velar porque se cumplan todas las especificaciones de calidad. Yo trabajo con las compañías como consultor client representative y soy el que dirige técnica y operativamente los proyectos exploratorios de una compañía petrolera. Esto me permite trabajar en otros proyectos y desplazarme a otros lugares, por ejemplo, estoy por iniciar un proyecto para Saudi Aramco en Arabia Saudita, luego voy a México con Pemex. ¿Cómo se puede llegar a tener ese nivel de consultoría internacional? En mi caso, yo tuve mucha suerte porque fui entrenado por una compañía muy grande como la Chevron que en ese tiempo era la primera del mundo y manejaba un modelo de desarrollo basado en la gestión de conocimientos técnicos y científicos. Ellos eran muy exigentes con la gente y justamente me entrenaron con ese modelo que era el de todas las compañías internacionales. La tecnología avanza a una velocidad terrible y si uno no avanza a ese paso se va quedando. Para lograr tener el cargo de client representative que es el más alto, uno tiene que tener experiencia en adquisición, sísmica 2D,3D, 4D, equipos, multicomponentes, y luego haber trabajado en el desierto, en la selva amazónica, en la cordillera subandina, en el mar caribe haciendo modelos en aguas someras y también en aguas profundas. Toda esa suma de experiencias ayuda a que uno logre ser un client representative. ¿En exploración sísmica como se ve reflejado el avance de la tecnología? Por ejemplo, hace tres años en México lanzamos los primeros proyectos en el mundo de los sistemas multicomponentes. Estos sistemas multicomponentes son el futuro de la exploración en el mundo, me parece sin temor a equivocarme, que en los próximos cinco años toda la tecnología petrolera en adquisición sísmica va a pasar a ser multicomponente. Hay muchas diferencias con el sistema convencional que solamente mide un componente de la onda, que es el que llamamos el componente directo. Sin embargo, el sistema multicomponente permite leer las tres dimensiones de la onda: el componente directo, el componente transversal y el com-


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El Estado debe buscar nuevas formas de atraer capitales para la exploración de avanzada con el fin de tener más información para poder proponer mejores negocios

Iván Fernández, experto en exploración

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tatal moderna que encare la exploración’ ponente radial. Esto significa que a diferencia del sistema convencional que solo muestra una dimensión, con este se pude ver las tres dimensiones de la onda lo cual se traduce en tener más información, tener mayor resolución vertical, ver sobre capas gasíferas, permite resolver estructuras de fracturas y un sin número de ventajas más. ¿Es un sistema más caro? No, es más barato. A mayor tecnología menos costo, más eficiencia y más calidad. Lo que sucede es que no todos los clientes están interiorizados de las virtudes del sistema multicomponente, no todas las compañías lo conocen aunque las empresas más grandes, como Chevron, Exxon Mobil, Shell ya lo están aplicando tanto en mar como en tierra. ¿A nivel internacional, cuál es la tendencia de las compañías petroleras para hacer exploración? En Europa y Asia, el objetivo de las compañías petroleras es buscar petróleo. El petróleo ya está en una curva de declinación, entonces las compañías buscan petróleo porque es el combustible prioritario en el

primer mundo, aunque he visto que hay un cambio en la matriz energética mundial hacía la fusión nuclear. Los países del primer mundo no están pasando su matriz energética de petróleo a gas. Ese es el caso de los países Latinoamericanos que tienen matrices gasíferas y esa es la tendencia por mucho tiempo. En el caso de Estados Unidos lleva gas de Trinidad y Tobago pero no es su principal energético, su tendencia va a las plantas nucleares.

dios en el subandino, de donde vienen los famosos descubrimientos de San Alberto y San Antonio por la propia YPFB. El año 1988, YPFB con la Brigada 9 exploró y mapeo muchas estructuras en el subandino norte de La Paz una de ellas es Lliquimuni. Pero ahora no hay exploración como debe hacerse y creo que debe volverse a reactivar esta tarea a la cabeza del Estado como se hace en otros países.

En este contexto, ¿cómo ve la gestión de Bolivia en exploración? Bolivia necesita hacer cambios. Tiene un territorio tan grande en exploración que yo diría que un 80% del territorio boliviano es de interés hidrocarburífero y uno de los territorios más ricos de toda América Latina. Hay muchos lugares para explorar pero no se lo ha hecho ni en los gobiernos pasados ni en el actual. Da mucha pena porque el verdadero desarrollo de la industria se hace en base a exploración. Yo creo que un 90% de todas las reservas que tenemos son atribuibles a los trabajos que hizo la primera YPFB. Esto incluye los muchos estudios sobre la llanura chaco-beniana y también los primeros estu-

¿Cuál es la forma adecuada para reactivar la exploración en Bolivia? Para tener un proceso de exploración en un país tienen que haber tres condiciones: tenemos que tener tecnología, recursos humanos altamente especializados y dinero. Pero para poder atraer esto hay que proponer buenos negocios y tiene que darse el liderazgo del Estado que es el que debe dirigir la política energética. Se puede hacer una empresa del Estado moderna para encarar la exploración. ¿El país es atractivo para las compañías que deseen explorar? En mi opinión, debido a la complejidad

de las estructuras gasíferas que son profundas y en bloques bajos, donde la exploración tiene alto riesgo y el costo es muy alto, hay que considerar quiénes son nuestros clientes para que tomen parte del proyecto en lo económico y en la provisión de tecnología, entonces el Estado debe encarar la negociación a un nivel multilateral para resolver un problema regional. Antes de buscar empresas que vengan a tomar riesgo al subandino sur se debería hablar a nivel de Estados. En el tema petrolífero, tenemos pequeñas estructuras que no superan los 100 millones de barriles lo que no es atractivo para compañías grandes. Recuerdo que la Chevron no quiso perforar Itayo porque solamente tiene 70 millones de barriles. Entonces debe haber una exploración de avanzada, hay una gran diferencia en lo que es una exploración de avanzada y la exploración para el desarrollo, y esa tarea debe ser impulsada por el Estado en sociedades con algunas gobernaciones. Tiene que haber alguna forma de buscar capitales para la exploración de avanzada con el fin de tener más información para poder proponer mejores negocios. ▲


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especial santa cruz

No hemos parado en ningún momento de hacer obras, siempre vamos hacia adelante considerando las necesidades que hay en el departamento

Julio Matos, director de Energías del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

Prevén construir 1.000 km de tendido de líneas

Proyectos de Electrificación rural con 60% de avance en este año Fotos: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

La inversión alcanzará los Bs 47 millones en 25 proyectos, algunos de ellos concluirán su construcción en el 2013. El beneficio de las redes eléctricas alcanza también al sector productivo de las comunidades, especialmente a aquellas que sufren de sequía. TEXTO: Edén García S.

H

asta mediados de este mes de septiembre el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz registró un 60% de avance en los 25 proyectos de tendidos de redes eléctricas que se tiene previsto construir en la zona rural para esta gestión 2012 y parte del 2013. Según Julio Matos, director de Energías de la Gobernación cruceña, la inversión alcanza los Bs 47 millones y se pretende beneficiar a las 15 provincias del departamento incluyendo los pueblos indígenas. “No hemos parado en ningún momento de hacer obras, siempre vamos hacia adelante considerando las necesidades que hay en el departamento y, por supuesto, tomamos en cuenta a las comunidades y pueblos indígenas como los guaraníes, chiquitanos y ayoreos que tienen identificados sus propios proyectos”, apuntó Matos. Sostuvo que algunos proyectos pasarán a ser construidos al año siguiente, no por retraso de la Gobernación cruceña, sino porque la ejecución de los mismos no se inició en enero, puesto que se tuvo que esperar la aprobación de la Ley Financial y el Presupuesto General de la Nación (PGN), lo que demoró dos meses aproximadamente. Este avance contempla la construcción del sistema de electrificación e interconexión Vallegrande-Masicurí con Bs. 8.477.357, Surutú-San Carlos con Bs. 3.291.379, Zona Alto Comarapa con Bs. 460.686, Santa Rosa con Bs 277.021, La Peña 12 de Julio con Bs. 196.184 y Pucará con Bs. 216.418 de inversión, entre las más importantes. Se pretende construir un total de 1.000 kilómetros de líneas eléctricas que en total permitirá superar los 4.500 kilómetros de tendido que se tiene en todo el departamento. Los proyectos se ejecutan conjuntamente con la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), entidad que se encarga de su operación, ya que si la distribuidora hiciera esta inversión las tarifas de electricidad serían muy altas y poco factibles para los usuarios, que son las comunidades rurales. “Pasamos los proyectos para que ellos lo operen y mantengan, no así los activos que siempre van a pertenecer a la Gobernación, simplemente es una operación que tienen que mantener de manera adecuada bajo las leyes y regulaciones vigentes para que las comunidades se beneficien de un buen servicio”, aclaró.

Un 85% del área rural del departamento cruceño cuenta con energía eléctrica.

El beneficio de los tendidos eléctricos también alcanza al sector productivo de las comunidades, especialmente las que están ubicadas en la zona del Chaco cruceño, donde se presenta temporadas de sequías y las familias obtienen agua de diferentes pozos que funcionan con motores eléctricos. De acuerdo a Matos, estos motores utilizan diésel y gasolina y cuando a la comunidad le falta estos combustibles, los pobladores se quedan sin agua potable para consumo propio, de sus animales y cultivos. Por ello, el Gobierno Departamental de Santa Cruz ha diseñado diferentes proyectos para extender líneas eléctricas hasta donde se ubican estos pozos y las comunidades cuenten con agua de manera ininterrumpida. El objetivo es implementar los tendidos eléctricos en todo el departamento de Santa Cruz, pero en las zonas donde no se pueda llegar por motivos técnicos, se empleará energías alternativas con paneles solares y otras iniciativas, se indicó. Santa Cruz es el departamento que tiene mayor cobertura eléctrica, con 85%, aproximadamente. Cabe señalar que Bolivia cuenta con poco más del 50% de presencia de este servicio en el área rural y según el Plan de Universalización “Bolivia con Energía 2010-2025” del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas se pretende lograr la cobertura total del país hasta el año 2025. ▲

Inicio de construcción del tendido eléctrico en la comunidad Masicurí.

El trabajo se realiza conjuntamente con la CRE quien se encarga de operar el sistema.


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el programa de perforación de pozos tiene un éxito en el departamento y a nivel nacional por la política que se lideriza desde la gobernación cruceña

Manlio Roca, secretario de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

El 98% de los cruceños cuenta con el suministro del líquido elemento

En Santa Cruz se perforaron 250 pozos de agua potable en este año Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

Para el 2013 se estima que se alcanzará Bs 25 millones en cobertura de agua potable para el departamento. En seis años se lograron perforar más de 1.100 pozos subterráneos y 340 sistemas de agua potable. TEXTO: Lizzett vargas

E

El equipo de la Red de Monitoreo de la Calidad de Agua toma muestras del suministro de distintas cooperativas.

Torno, Santa Cruz, Cotoca, Montero, Porongo y Warnes. Esta verificación se lleva a cabo en 33 pozos bajo un convenio con cooperativas de agua potable y empresas privadas de estos siete municipios. Este proyecto tiene programado Bs 2.7 millones para ejecutar el 2013 y hasta el 2016 invertirá la suma total de 10 millones 846 mil. ▲ Foto: Fundación Natura

l Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz logró perforar 250 pozos de agua potable en 2012 y registra un 95% de cobertura de este servicio, según un informe brindado a Reporte Energía. En este marco se manifiesta que el Programa de Perforación de Aguas Subterráneas de la Gobernación cruceña demanda un presupuesto anual importante que para el 2013 se estima alcanzará Bs 25 millones. Para Manlio Roca, secretario de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente del Gobierno Departamental de Santa Cruz, este programa tiene éxito en el departamento y a nivel nacional por la prioridad que se da a la política de brindar acceso al agua potable en la región y especialmente en las provincias. Dentro de las acciones que realizarán para el 2013, se proyecta la instalación de sistemas de agua potable, compra de tuberías plásticas y reposición de equipos de perforación que registren más de 14 años de uso. Según el funcionario, en los últimos seis años de gestión del gobernador cruceño, Rubén Costas, se logró perforar más de 1.100 pozos subterráneos y 340 sistemas de agua potable. En cuanto al control de calidad de agua, actualmente se ejecuta a través de la Red de Monitoreo de la Calidad de Agua en los municipios de La Guardia, El

Talleres de socialización de la cooperativa de agua Comarapa a cargo de su gerente Ramiro Reyna.

Natura incentiva acuerdos recíprocos por agua Desde hace 10 años la Fundación Natura está implementando Acuerdos Recíprocos por Agua en los distintos municipios de Santa Cruz, con el objetivo de concretar alianzas entre los ciudadanos de las poblaciones de la cuenca baja de los ríos y las comunidades de la cuenca alta. En este sentido se busca lograr el mantenimiento del bosque y asegurar la calidad y la cantidad de agua que los ciudadanos que habitan en la parte inferior de las cuencas necesitan tanto para consumo como para actividades agropecuarias. Tras varios meses de gestión de la Fundación Natura Bolivia en uno de los municipios limítrofes del Área Natural de Manejo Integrado Amboró (ANMI)-Amboró, recordando la importancia de la preservación de la superficie forestal en las cuencas altas de los ríos, con el fin de asegurar las fuentes hídricas que abastecen a las poblaciones, la última asamblea de la Cooperativa de Servicios Públicos San Juan Bautista de Porongo apostó por conservar sus bosques.

Esta gestión se consiguió a través de un “Fondo de Conservación de Bosque y Agua” cuyo primer paso para su establecimiento es la firma de un convenio entre la Fundación Natura y las cooperativas de agua, como es el caso de Porongo, e incluyendo, en un acuerdo tripartito, a las alcaldías locales, tal como sucede en otros municipios del ANMI Amboró. Luego del primer paso dado, la Fundación Natura continua su trabajo para la creación del Fondo, la implementación de actividades de conservación, donde propietarios de la cuenca alta, usuarios de la cuenca baja y los bosques, se vean favorecidos. En este marco por la conservación de bosques para garantizar el agua para la población, recientemente se realizó en Vallegrande un taller de “Fortalecimiento en el manejo administrativo de fondos para la conservación”. Este encuentro concentró a 12 cooperativas de los valle cruceños donde se intercambiaron experiencias exitosas en esta materia.


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Especial Santa Cruz

Creo que en el mes de Santa Cruz tenemos que dar una mirada crítica. Estamos ante un punto de inflexión muy serio sobre el progreso y el costo ambiental que significa

Manlio Roca, secretario de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

Manlio Roca, secretario de desarrollo sostenible y medio ambiente de la gobernación de santa Cruz

‘tenemos que mirar críticamente el mane Foto: Archivo/Reporte Energía

Destacó la implentación de los díálogos macroregionales del cambio climático, la implementación de un programa para la sustitución de bolsas plásticas por biodegradables y el inicio del programa de manejo de residuos sólidos. TEXTO: Lizzett Vargas

¿Cuál es el aporte que realiza la Secretaría de Medio Ambiente al país? Primeramente Santa Cruz es responsable del 60% de la seguridad alimentaria del país. Además sabemos que de cada diez bolivianos seis comen en Santa Cruz, esta es una gran responsabilidad para la Gobernación. Nosotros fijamos las políticas de medio ambiente porque debemos garantizar que estos productos salgan del campo cruceño y para asegurar la producción necesitan de un régimen de lluvia normal. Si empezamos a deforestar obviamente este patrón de lluvia puede cambiar, lo que llamamos efectos del cambio climático que provocan sequías e inundaciones. ¿Cuál es el avance en la mitigación de los efectos del cambio climático? El cambio climático es un tema que se está posicionando como una política central de la gobernación. Se está trabajando en mitigación y adaptación como ejes principales de esta actividad. Estas acciones incluyen a Searpi, que es el brazo operativo de esta Secretaría en el tema de preservación de cuencas. Aplica las medidas estructurales y medidas no estructurales. Gracias a estas medidas y a una política decisiva impulsada por el gobernador se ha invertido más de 200 millones de bolivianos en los últimos seis años en la prevención de las inundaciones en el departamento. Esto gracias a la política de conservación de cuencas y el trabajo de mitigación. ¿Cuáles son las prioridades en el tema de cambio climático? El cambio climático no podía dejar de estar en la planificación, después de nuestra participación en la Cumbre Río +20 que se realizó en Río de Janeiro. La diferencia de esta Cumbre con la de 20 años atrás, es que incluyó a los gobiernos regionales, porque se dieron cuenta que los gobiernos nacionales no llegaban a los problemas ambientales reales de la población. En este contexto, estamos comenzando con los diálogos macroregionales de cambio climático, lo que significa que cada macro región del departamento como los Valles, Chaco, Pantanal, Norte Integrado y Chiquitanía expondrán su visión y problemas distintos relacionados al cambio climático. Lo que nosotros queremos es sacar de la sociedad civil esas demandas y percepciones para convertirlas en políticas públicas de

Manlio Roca , secretario de Desarrollo y Sostenible y Medio Ambiente, habló sobre la importancia de la educación ambiental

laS cifraS

200 MM/BS

Es la inversión en los últimos seis años en la prevención de inundaciones

carácter vinculante. Aquí se va a unir lo técnico con lo que demanda la sociedad civil, no queremos sentarnos en un escritorio y redactar políticas divorciadas de una realidad local. El primer diálogo regional será en el Chaco, la primera semana de octubre, posteriormente se realizará en los Valles. Para el 2013 iniciaremos con el norte integrado, Chiquitanía y Pantanal, teniendo los cinco diálogos regionales sistematizados que serán plasmados en políticas gubernamentales. Además los municipios podrán extraer esas necesidades y incluirlas en su Presupuesto Anual Operativo.

200 M/ha

Es la tasa de reforestación que pierde por año el departamento de Santa Cruz

Cabe destacar que esta iniciativa de nuestra gobernación será replicada por las gobernaciones de Tarija, Chuquisaca y si esto resulta exitoso se extenderá al resto del país. ¿Cuáles son los resultados del monitoreo de calidad de agua potable en el departamento? Es muy heterogénea la información, no todo está bien pero tampoco está mal. Hay una escala de grises impresionantes desde acuíferos que están en buen estado y otros contaminados. Los principales problemas se presentan más en las ciudades y en los

acuíferos más someros. Las afectaciones en la calidad se dan por razones químicas y por contaminaciones biológicas. En cuestión de disponibilidad. Estamos viendo que nuestros acuíferos se están agotando. En un estudio realizado con Saguapac estimamos que para el 2020 la tasa de extracción va a superar a la de recarga provocando que se sequen los acuíferos. Por esta razón, hay que buscar fuentes alternativas a la subterránea para poder satisfacer la necesidad de una metrópoli que para el año 2020 tendrá entre 5 a 7 millones de personas asentadas en esta cuenca del Río Piraí. ¿Qué proyectos se ejecutan para evitar la contaminación de agua potable? Tenemos el proyecto de manejo de desechos sólidos que tratará los residuos sólidos en la mayoría de los municipios del departamento y en la zona metropolitana para evitar la contaminación de acuíferos y se iniciará este año. Para ello se está creando el plan departamental de residuos sólidos, que a diferencia de otros años cuando solo se realizaba una fiscalización, hoy le proponemos soluciones. Ahora estamos planteando un plan departamental y vamos canalizar fondos externos para ayudar a cada municipio que haga un manejo adecuado de residuos sanitarios y separación de basura. En la aplicación de este proyecto, Comarapa es un ejemplo modelo de recojo de basura. Ellos separan basura orgánica de los inorgánicos para luego transformarlo en un abono orgánico para la producción de frutilla. ¿Qué nuevos proyectos o medidas se han incluido para disminuir los daños ambientales? Estamos incidiendo en la legislación ambiental. Se ha sacado una regulación que está encaminada a mitigar y evitar el uso de las bolsas plásticas. Es el primer departamento en Bolivia donde se está aplicando esta medida y la idea es que sea una media gradual hasta sustituirlas por bolsas biodegradables. Además que con esta iniciativa generaremos fuentes de trabajo el rubro manufacturero textil. Otro de los temas que estamos reforzando es la educación ambiental en la población cruceña con la implementación y construcción del único Centro de Educación Ambiental en Bolivia. No existe otro proyecto en otra gobernación igual al nuestro. A través de este centro se apuesta a cambiara la mentalidad del cruceño en el cuidado ambiental. La educación es una herramienta que se debe empezar a trabajar en su máxima expresión.


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La tasa de reforestación por año ES DE 200 mil hectáreas, cifra que es insostenible. forma un círculo perverso, porque necesitamos los árboles para producir más lluvias

Manlio Roca, secretario de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

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especial Santa Cruz

¿Cuales es la evaluación de la realidad del departamento en preservación de Medio Ambiente? Creo que en el mes de Santa Cruz tenemos que dar una mirada crítica a los cruceños sobre los recursos naturales que tiene el departamento. Estamos ante un punto de inflexión muy serio sobre ese progreso de Santa Cruz con mucha expansión y de bonanza económica y preguntarnos ¿Cuál es el costo ambiental que este desarrollo está originando?. La tasa de reforestación que perdemos por año se acerca a las 200 mil hectáreas, cifra que es insostenible. Evidentemente forma un círculo perverso, porque deforestamos para producir más y necesitamos los árboles para producir más lluvias. Tenemos que cerrar estas brechas y pensar en un crecimiento social, no solo económico, por eso la Gobernación apuesta al agua y medio ambiente. Creemos un entorno más sano con una responsabilidad intergeneracional e intrageneracional. Lo que significa una responsabilidad para la población actual y las futuras generaciones. ▲

Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

nejo de nuestros recursos naturales’ proyectos ambientales Manejo de desechos Sólidos. Este programa tratará los residuos sólidos en la mayoría de los municipios del departamento y en la zona metropolitana para evitar la contaminación de acuíferos. uso de bolsas plásticas. Santa Cruz es el primer departamento en Bolivia donde se está aplicando esta medida y la idea es que sea una media gradual hasta sustituirlas por bolsas biodegradables. Monitoreo de calidad de agua. Los principales problemas se presentan más en las ciudades y en los acuíferos más someros. Las afectaciones en la calidad se dan por razones químicas y por contaminaciones biológicas. cambio climático. Se iniciarán los diálogos macroregionales en el departamento para extraer lo efectos que provoca este fenómeno en cada región. El primer encuentro nacional de Áreas Protegidas se realizó el 6 de septiembre en el Centro de Educación Ambiental.


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la dirección de Áreas Protegidas aumentará para el próximo año el número de guardaparques de 72 a 109, lo que significaría que el 94% estarían conservadas y vigiladas

Juan Carlos Añez, director del Centro de Educación Ambiental (CEA) Foto: GobiernoAutónomo Departamental de Santa Cruz

Especial Santa CRuz

Santa Cruz cuenta con las áreas más extensas del país. Kaa Iya del Gran Chaco con 3.4 millones de hectáreas y el parque Noel Kempf Mercado con 1.5 millones de hectáreas

El principal beneficio de las áreas protegidas son los servicios ambientales que prestan, como la regulación del clima, régimen de lluvia y la captura de dióxido de carbono

El parque Noel Kempf Mercado ubicado en el departamento de Santa Cruz es una de las áreas protegidas con mayor extensión del país.

Santa cruz representa el 57% de RESERVAS a nivel nacional

avasallamientos amenazan conservación de área protegidas La Dirección de Áreas Protegidas afirma que 13.5 millones de hectáreas en el departamento de Santa Cruz están afectadas por asentamientos ilegales. La situación provocó que se aumente la vigilancia de guardaparques en estos territorios. TEXTO: Lizzett Vargas O.

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os avasallamientos amenazan la conservación de 13.5 millones de hectáreas de áreas protegidas del departamento de Santa Cruz, las que representan más de la mitad de las que existen en Bolivia, según Juan Carlos Añez, titular de la Dirección de Áreas Protegidas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz. “Desde hace un año, los asentamientos ilegales en el territorio cruceño se están convirtiendo en la nueva amenaza para estas áreas provocando deforestación de los bosques”, indicó. Según Añez, estos territorios normalmente son afectados por la tala ilegal de madera, la caza indiscriminada de animales silvestres, los incendios forestales y ahora el avasallamiento de colonos, en zonas como el valle de Tucavaca, donde la presión de los avallasadores es constante.

Ante este fenómeno, la Dirección de Áreas Protegidas decidió fortalecer la protección de estas reservas forestales, para lo que aumentará en el próximo año el número de guardaparques de 72 a 109, lo que significaría que el 94% de las áreas protegidas del departamento de Santa Cruz estarían conservadas y vigiladas. El principal beneficio de las áreas protegidas son los servicios ambientales que prestan, como la regulación del clima, régimen de lluvia y la captura de dióxido de carbono, explicó Añez. A nivel nacional existen 126 áreas, que encierran un total de 23.5 millones de hectáreas. Santa Cruz cuenta con 31 reservas forestales que abarcan 13.5 millones de hectáreas, las que a su vez representan el 57% de todo el territorio de áreas protegidas del país. De las 31 reservas, cinco son de competencia administrativa nacional, siete a nivel departamental y 19 están a cargo del municipio. Asimismo, Añez destacó que el departamento cuenta con las áreas más extensas

del país. Kaa Iya del Gran Chaco con 3.4 millones de hectáreas y el parque Noel Kempf Mercado con 1.5 millones de hectáreas de extensión. Desde noviembre del 2009, la Gobernación cruceña puso en funcionamiento el primer Centro de Educación Ambiental de Bolivia, dirigido a la población en general, especialmente a estudiantes, donde pretenden crear una conciencia ambiental en la sociedad, para una preservación sostenible del medio ambiente. Entre otras actividades que ejecuta el CEA para contribuir en la conservación y protección de los recursos naturales, organizó recientemente el Primer Encuentro Nacional de Áreas Protegidas. El evento sirvió para compartir experiencias, desafíos, debilidades y amenazas, así como para generar una plataforma de conocimiento y sobre todo, compartir ideas y mostrar las biodiversidades en el país. A la cita asistieron expositores de distintos departamentos para disertar temas

DATOS/ ÁREAS PROTEGIDAS NACIONALES - Parque Nacional “Noel Kempff Mercado” - Parque Nacional y ANMI “Amboró” - PN y ANMI “Kaa-Iya del Gran Chaco” - Parque Nacional y ANMI Pantanal “OTUQUIS” - Parque Nacional y ANMI San Matías DEPARTAMENTALES - Parque Regional Lomas de Arena - Parque Histórico Santa Cruz La Vieja - Monumento Natural de Espejillos - Reserva Valle de Tucavaca - Reserva de Vida Silvestre Ríos Blanco y Negro - Meandros del Río Ichilo - Río Grande Valles Cruceños

referentes al estado de Conservación de la Biodiversidad en Bolivia, el Servicio Nacional de Áreas Protegidas y Ciencia para la conservación en un espacio protegido, entre otros. ▲


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Especial santa cruz

La compañía minera inició sus exportaciones en febrero con 700 toneladas de cemento de cobre llegando a incrementarlas en un 300% en cinco meses de este año

Nilton Miranda, director de Hidrocarburos y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

GENERó EN JUNIO bS 4.1 MM DE Regalías mineras

mina Don mario exportó más de 3 mil t de cemento de cobre en junio La empresa amplió su mercado internacional de Canadá a China. Mejoró la optimización de cobre, oro y plata con la implementación de una segunda línea de procesamiento. TEXTO: Lizzett Vargas o.

E

n Santa Cruz, la mina ‘Don Mario’, de propiedad de la compañía Paitití, filial boliviana de la canadiense Orvana, exportó 3.100 toneladas de cemento de cobre en junio, el mayor volumen registrado en el primer semestre de 2012, lo equivale a Bs. 4.1 millones de ingresos por regalías mineras (RM) al departamento. La compañía minera registró Bs 12.9 millones de ingresos por regalías mineras para el departamento cruceño de enero a junio de este año. Estas cifras son producto de su crecimiento en los volumenes de exportación, de 700 en febrero a 3.100 toneladas en junio. Actualmente tiene una producción aproximada de 3.000 toneladas de cemento de cobre al mes. La mina Don Mario explota el mineral cobre, pero como producto final de exportación obtiene cemento de cobre, con una calidad entre 45 a 50 %, además contiene 50%

de oro y plata como subproducto. Desde julio de 2011 su principal mercado internacional era Canadá, pero a partir de este año también exporta a China, lo que provocó mayor demanda de ventas. “Estas cifras nos demuestran que la empresa está en su cúspide de la explotación y tratamiento de cobre”, explicó Nilton Miranda, director de Hidrocarburos y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz. En este sentido y en el marco de fiscalización de las concesiones mineras en el oriente, la Dirección de Hidrocarburos y Minas realizó una inspección de la operaciones en la empresa Don Mario, donde se verificó los volúmenes de cobre producidos y la implementación de un nueva línea de proceso para la obtención de cemento de cobre. Según los datos obtenidos durante la inspección de la Gobernación cruceña a la mina Don Mario, esta implementó una nueva línea de procesamiento de cobre, paralela a la de lixiviación, precipitación y flotación (LPF). El nuevo tratamiento denominado sulfuro tran-

Planta instalada en el complejo minero Don Mario produce 100 toneladas diarias de ácido sulfúrico.

sición, fue implementado por la deficiencia de ácido sulfúrico, materia prima para procesar cobre. Para el tratamiento de LPF se requiere 170 toneladas diarias de ácido sulfúrico para extraer 40 toneladas diarias de cobre con una Ley del 50%. La empresa solo tenía la capacidad de abastecer 100 toneladas de esta materia prima. Por esta razón, decidió aplicar el tratamiento sulfuro transición que no requiere de ácido sulfúrico para extraer 40 toneladas de concentrado de cobre con una Ley entre 30 a 35% de calidad. Este procedimiento permitió la mejora en la calidad del mineral seleccionado y genera menos cantidad de colas (desperdicios), optimizando de esta manera la calidad de cobre en un 5%, indicó Miranda. Por otro lado, señaló que mejoró la calidad de los concentrados de plata, de 800 a 1.100 gramos por tonelada de cemento de cobre. Lo mismo ocurrió con el oro de 160 a 200 gramos por tonelada. “Estas son las grandes mejoras en op-

timización con la implementación de una segunda línea de procesamiento de minerales”, destacó el responsanble de la Dirección de Hidrocarburos y Minas de la Gobernación cruceña. Otra de las observaciones emergentes de la inspección a la mina es que toda la electricidad que requiere la empresa es cubierta por su propia planta generadora, que recibe gas del Gasoducto Cuiabá, mismo que es transportado por un ramal de 4 kilómetros y suministra el fluido a generadores que son los que mantienen en funcionamiento toda la planta, además de proveer energía eléctrica a otras comunidades de la provincia Chiquitos del departamento de Santa Cruz. La mina Don Mario es la única empresa que explota cobre en Santa Cruz, con tecnología mecanizada importada desde Canadá y es operada por 200 empleados. Las exportaciones de la compañía minera significan el 95% de los ingresos por regalías del departamento cruceño, exportando volumenes variables entre 1.500 a 3.000 toneladas al mes. ▲

Procesan 100 T/día de ácido sulfúrico

Instalaciones de la mina donde procesan los minerales cobre, oro y plata.

La Empresa Minera Paitití decidió implementar su propia fábrica de ácido sulfúrico por los altos costos que implica la importación de esta materia prima. De acuerdo con el informe del Gobierno Departamental de Santa Cruz la producción de esta planta alcanza las 100 toneladas al día, lo que representa una cantidad mínima que no abastece al requerimiento de ácido sulfúrico de 170 toneladas día. Para ello se im-

plementó otra línea paralela de proceso que no requiere de de esta materia prima. Esta fábrica es la primera de capitales privados, cuya tecnología y equipos provienen de Canadá. La producción es mecanizada y solo necesitan personal para mantenimiento. Las materias primas para la obtención de ácido sulfúrico son importadas, puesto que el azufre es traído de Chile y el hierro esponja de Trinidad y Tobago.


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eSPECIAL saNTA cRUZ

La postergación de este contrato tiene otro impacto, que es la paralización de la industria metalúrgica del país, en la producción de hierro

José Padilla, experto en siderurgia

eSTIMACIÓN ECONÓMICA A 40 AÑOS

Santa Cruz pierde $us 143 MM al AÑO por fracaso deL PROYECTO mUTÚN Foto: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

La proyección fue realizada por el Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz y está basada en los volúmenes de producción de concentrado de hierro, pellets, hierro esponja y acero que debería estar generando Jindal según el contrato con ESM. TEXTO: Lizzett Vargas O.

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anta Cruz pierde anualmente por concepto de regalías $us 143.6 millones, por no la no ejecución del proyecto de Riesgo Compartido Mutún, de acuerdo a un estudio efectuado por el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, en el marco del contrato entre Jindal Steel Bolivia y la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM). La proyección está basada en los volúmenes de producción de concentrado de hierro, pellets, hierro esponja y acero, calculados en base a los precios fijos internacionales. Según el contrato con Jindal, los primeros cinco años se tenía que exportar solo concentrados de hierro y a partir del sexto año se consideraba la producción anual de 10 millones de toneladas de concentrado de hierro, cinco millones de toneladas de pellets y dos millones de toneladas de hierro esponja. Para el segundo periodo, desde el noveno año, se mantenían los volúmenes de concentrado de hierro pero se pretendía duplicar la producción de pellets y triplicar los volúmenes de hierro esponja. Además estaba planificado en el contrato que para este periodo se iniciaría la producción anual de 1.7 millones de toneladas de acero. Este análisis demuestra que el departamento cruceño debía recibir desde el noveno año $us 164 millones por concepto de regalías y en promedio anual registraría $us 143.6 millones, sumando en total $us 5.744 millones en 40 años. Consultado al respecto, el experto en siderurgia José Padilla, afirmó que la región cruceña no solo perdió ingresos por regalías, sino también siete años en implementar el proyecto: dos en la licitación y cinco en intentos de ejecución. Sin embargo, recalca que aún existen elementos importantes sin desarrollarse, como es el caso de la infraestructura para exportar. “El Mutún es como una casa sin puertas, no tenemos capacidad para exportar”, apuntó. Recalcó la importancia de la construcción de Puerto Busch, de una carretera o de un ferrocarril, aspectos esenciales para la ejecución del proyecto. “La postergación de este contrato tiene otro impacto, que es la paralización de la industria metalúrgica del país, en la producción de hierro”, aclaró Padilla. Por otro lado, consideró que el impacto social fue absorbido directamente por los municipios que esperaban cubrir las deficiencias en servicios básicos de su población.

El proyecto Mutún para industrializar hierro pretendía el ingreso de $us 143 millones anuales para el departamento de Santa Cruz.

proyecciones a 40 años de regalías mineras 180.000.000,00

160.000.000,00

140.000.000,00

120.000.000,00

100.000.000,00

SE ESTIMA TENER INGRESOS DEPARTAMENTALES 5.7 BILLONES DE DOLARES EN UN PERIODO DE 40 AÑOS UN PROMEDIO DE 143,6 MM DE DOLARES

80.000.000,00

60.000.000,00

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Fuente: Delegación de Hidrocarburos, Energía y Minas de la Gobernación cruceña

Según estimaciones del experto, la ejecución de este proyecto dependerá de las políticas que implemente el Estado. Entre ellas, apunta al cumplimiento de la logística e infraestructura con la construcción de ferrocarriles y puertos, que actualmente cuentan con estudios de inversión. Sin embargo, señala la existencia del

proyecto ferroportuario que está con estudio ambiental y solo requiere dar inicio con su construcción. El otro aspecto pendiente es la construcción de Puerto Busch, que no solamente es primordial para el sector minero, sino también para otros que necesitan la exportación. Finalmente, enfatiza que es necesaria la

el departamento de santa cruz debía recibir desde el noveno año $us 164 mm por concepto de regalías y en promedio anual registraría $us 143.6 millones, sumando en total $us 5.744 millones en 40 años.

intensificación de la exploración para incrementar la producción de gas, importante materia para industrializar y producir hierro esponja. En 2007 la empresa Jindal Steel Bolivia se adjudicó el proyecto de explotación e industrialización del 50% del yacimiento de hierro de El Mutún situado en Puerto Suárez, Santa Cruz, con una inversión aproximada de $us 2.100 millones a ejecutarse en un plazo de seis años. Se esperaba que la siderúrgica produzca hierro esponja entre 2008 y 2013, y acero en el período 2013-2021, pero desde la firma del contrato de riesgo compartido, la compañía hindú invirtió apenas $us 12 millones, razón por la cual se anunció la disolución del contrato el 17 de julio de este año. ▲


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especial santa cruz

Hemos elaborado un plan de inversiones colectivo y en el caso concreto de YPFB Refinación se tuvo el objetivo principal de mantener y aumentar la capacidad de refinación

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

Complejo Guillermo elder bell

ampliación en capacidad de Refinería de YPFB permite ahorro de bs 38.7 MM/mes Fotos: YPFB

También posibilitará aumentar el abastecimiento del mercado interno, con un promedio mensual en la producción nacional de tres millones de litros de gasolina especial, cinco millones de litros de diésel oil y 284 toneladas de GLP. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

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l presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales Ayma, inauguró los trabajos de ampliación y modernización de la Refinería Guillermo Elder Bell en Santa Cruz que incrementa su capacidad de proceso de petróleo crudo hasta 2.000 Barriles por Día (BPD), aspecto que permitirá al país un ahorro de Bs 38,7 millones por mes en la subvención de hidrocarburos, según un comunicado de la estatal petrolera. El mandatario resaltó el trabajo, que cumple YPFB Refinación para contribuir a la seguridad energética, coadyuvando al desarrollo del país. Morales acompañado por el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, y otros miembros del gabinete ministerial y autoridades de la Asamblea Legislativa Plurinacional, realizó una visita a la refinería cruceña para verificar la implementación de los nuevos equipos que aumentarán la capacidad de procesamiento en 2.000 BPD. En el acto, Villegas recordó que el 2006 Bolivia asumió un “salto cualitativo” cuando el gobierno de Morales promulgó el decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos y recuperó las compañías antes capitalizadas. “En esas diferentes empresas se han puesto semillas y hoy llega el momento de la cosecha. Hemos elaborado un plan de inversiones colectivo y, en el caso concreto de YPFB Refinación, se tuvo el objetivo principal de mantener y aumentar la capacidad de refinación”, manifestó. Dijo que la prioridad está enmarcada en mejorar cualitativamente los equipos y maquinarias de las refinerías de YPFB. Para tal finalidad, aseguró que desde el 2006 se han invertido $us 56 millones, con una fuerte incidencia en el año 2012. Procesamiento La refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz incrementó su capacidad de procesamiento de petróleo crudo en 2.000 barriles por día (BPD). Esto posibilitará aumentar el abastecimiento del mercado interno con un promedio mensual, en la producción nacional, de tres millones de litros de gasolina especial, cinco millones de litros de diésel oil y 284 toneladas de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

las cifras capacidad. La capacidad de proceso de crudo creció hasta 2.000 barriles por día. Inversión. Desde el 2006 se han invertido $us 56 MM con una fuerte incidencia el año 2012. abastecimiento. La producción nacional aumentará a tres millones de litros de gasolina especial, cinco millones de litros de diésel oil y 284 toneladas de GLP. PARo. En el Área 301 de la Refinería Guillermo Elder Bell se realizó un paro programado de 21 días, tiempo en el cual se llevaron a cabo trabajos en la torre de destilación primaria (3T-1001) como en la torre de Splitter de Nafta (3T-1003) e implementación de equipos industriales.

El presidente Evo Morales (centro) junto al presidente de YPFB, Carlos Villegas (centro) en la visita al área 301.

La capacidad de procesamiento de crudo creció en 2.000 barriles por día.

En el Área 301 de la Refinería Guillermo Elder Bell se realizó un paro programado de 21 días, tiempo en el cual se llevaron a cabo trabajos en la torre de destilación primaria

(3T-1001) como en la torre de Splitter de Nafta (3T-1003) e implementación de equipos industriales. Inicialmente, el Área 301 tenía una capa-

cidad de procesamiento de crudo de 16.000 BPD, y con la conclusión del paro se cuenta con 18.000 BPD, situación que también representará un incremento en la disponibilidad de productos terminados para el abastecimiento del mercado interno. El incremento en la capacidad de procesamiento representa un ahorro directo en la subvención de productos por la importación de los mismos. Se calcula que el ahorro de la subvención mensual será de un promedio de Bs 38,7 millones, además que por la venta de otros productos, el beneficio económico ascenderá a Bs 44,8 millones por mes. El Área 301 inició operaciones en el año 1978 y desde esa gestión es la primera readecuación efectuada orientada a un incremento de capacidad con una inversión de $us 5,8 millones. Considerando los beneficios económicos antes descritos son recuperables en un mes de operación de la unidad. YPFB Refinación es una empresa subsidiaria de YPFB Corporación y tiene la visión de contar con toda la capacidad de refinación necesaria para el autoabastecimiento de combustibles en el mercado interno. Por tal motivo, la subsidiaria cuenta con un desafiante Plan de Inversiones que considera el incremento de la capacidad de procesamiento que, actualmente está en 43.500 BPD para elevarlo a 68.500 BPD hasta finales del 2015. (Con información de AN-YPFB)▲


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electricidad proyecto estará listo a inicios del próximo año

Villa Montes busca atender su déficit eléctrico con nuevos generadores Las principales empresas consumidoras de energía en Villa Montes son Itika, La Cascada y Chaco Pil, entre otras. Estas se autogeneran electricidad por el orden de los 4 MW. El consumo total del municipio alcanza los 9 MW. villamontes. franco centellas

S

ervicios Eléctricos de Tarija (Setar) Villa Montes, adquirirá equipos para la generación de cinco megavatios (MW) de electricidad en los siguientes seis meses con una inversión de Bs 130 millones. Para ello, ya lanzó la licitación pública a cargo de la Subgobernación Regional de Villa Montes. Se espera que con el proyecto se pueda cubrir la actual demanda que tiene ese municipio de la provincia Gran Chaco de Tarija. La oferta eléctrica de Setar Villa Montes no supera los 2,5 MW, mientras que la demanda en temporada de calor alcanza los 5 MW, debiendo cubrirla mediante su inter-

conexión con Yacuiba, desde donde recibe el resto de la energía destinada al consumo domiciliario. El sector industrial se abastece de forma propia y tiene una demanda de 4 MW de electricidad. Al respecto, Eudal Cazón, secretario de Energía e Hidrocarburos de la Subgobernación Regional de Villa Montes señaló que con la implementación de este proyecto se pretende solucionar el problema del abastecimiento eléctrico en el municipio. Además, se busca demostrar que se puede ofrecer una energía de manera eficiente para que las industrias asentadas en la jurisdicción se conecten al servicio que presta Setar, agregó. “Si a las industrias les ofertamos una energía estable y rentable, obviamente que se conectarán al sistema eléctrico de Villa Montes.

Por el momento ellas están generando su propia electricidad”, aseguró Cazón. En ese sentido, como primera fase del proyecto de generación figura la atención de la demanda eléctrica domiciliaria para luego, en un proyecto adicional, solucionar el déficit energético de las industrias. Las principales empresas consumidoras de electricidad en Villa Montes son Itika, La Cascada y Chaco Pil, entre otras. Estas tienen su propia generación de electricidad por el orden de 4 MW, lo que significa que el consumo total del municipio en temporada de alta demanda alcanza los 9 MW. “Nosotros generamos 2,5 con nuestros generadores algunos de los cuales ya cumplieron su vida útil”, lamentó Cazón. Desde Yacuiba, a través del contrato que sostiene Setar con Secco, Villa Montes recibe el restan-

te 2,5 para el consumo domiciliario. “Tenemos tres máquinas que ya cumplieron el tiempo de utilidad y una que se instaló hace un mes pero que sólo genera un mega”, añadió el funcionario. La adición de electricidad espera ser concluida en enero o febrero de 2013. Para ello, la licitación establece una contratación del o los proponentes en la modalidad llave en mano. A su vez, el análisis de demanda eléctrica del municipio de Villa Montes señala que para los siguientes 20 años se necesitaba contar entre 15 y 20 MW, pero debido al proyecto de la Termoeléctrica del Sur, que se instala en Yacuiba, solo se generará 5 MW. “Atenderemos de forma urgente la necesidad de electricidad y luego, cuando se instale la Termoeléctrica del Sur, lograremos satisfacer toda nuestra demanda”, sostuvo. ▲


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empresa

WIDMAN crece en la distribución de lubricantes y filtros de calidad El posicionamiento de esta empresa líder obedece a un plan de capacitación, soporte y seguimiento cercano a los clientes. TEXTO: cristina chilo

L

a empresa distribuidora de lubricantes American y de los Sistemas de Filtración Donaldson, Widman International SRL, ha incrementado sus ventas sobre todo los últimos tres años en los que registra aumentos entre 30% y 40%. Estos resultados están acompañados de una estrategia de expansión hacia el interior de Bolivia, desarrollo del área rural, implementación de una estrategia de ventas retail y crecimiento de su oficina en Tarija. La proyección de la empresa es continuar invirtiendo en mayor stock de productos, ampliación de sus almacenes y espacios físicos en las oficinas de todas las ciudades donde están presentes. Widman también ha desarrollado una plataforma de soporte y asesoramiento a los clientes en temas de mantenimiento de maquinaria y limpieza de fluidos. Recientemente implementó un labo-

ratorio para ayudar a sus clientes en las auditorías a fin de realizar el mantenimiento, filtración y control de contaminantes. Entre las marcas más posicionadas que representa Widman está American que es producida en Estados Unidos por American Petroleum Co. Inc., reconocida por un alto estándar de calidad. La marca Donaldson referida a los sistemas de Filtración, es elaborada por el consorcio del mismo nombre presente en más de 30 países con 42 plantas de producción, adicionalmente en el resto de los países con representaciones tal es el caso de Bolivia. De igual manera, Widman se caracteriza por traer productos tecnológicamente “exquisitos”. Aunque al principio estos no tengan ventas masivas, con el tiempo el mercado los adquiere porque los motores y máquinas necesitan ese producto, señala la compañía. Algunos de estos productos de alta gama son la variedad de lubricantes sintéticos, los super semi-sintéticos (API SN) hasta lubricantes con altísimas exigencias

Fotos: Widman

expansión

Richard Widman (sentado), presidente de la compañía, flanqueado por sus principales ejecutivos.

Widman International SRL cumplió 16 años comercializando lubricantes y filtros de calidad.

como los lubricantes para motos (bajo la Norma JASO MA2) y los istemas de filtración BULK para combustible sucio. Para segmentos exclusivos también ofrecen productos como lubricantes hidráulicos para Mercedes Benz, BMW o Range Rover. American y Donaldson tienen un alto grado de posicionamiento en el sector industrial y en el segmento técnico como marcas de alta calidad, capace de provocar

indicadores de eficiencia interesantes. Actualmente, Widman tiene una presencia en aproximadamente el 30% del mercado industrial nacional, esto contando con nuestra competencia directa, aunque por las características de sus productos que tienen mayores ventajas respecto a lo que normalmente se comercializa en Bolivia, se puede considerar como como una empresa única en el segmento de lubricantes y filtros. ▲


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empresa

El logro más importante de SIPI OIL SERVICES SRL es evolucionar como una empresa unipersonal, hasta competir de igual a igual con multinacionales y traspasar fronteras

William Del Castillo, gerente general Sipi Oil Services SRL

destacan importante Crecimiento

Sipi Oil services aumenta su participación en el mercado petrolero nacional Fotos: David Durán / Reporte Energía

La empresa boliviana abrirá el próximo año dos nuevas sucursales para atender de mejor manera su cartera de clientes que en los últimos dos años ha crecido en 90% en el área de instrumentación y control avanzado en la industria petrolera. TEXTO: cristina chilo

C

on 15 años de trabajo en el país, la empresa Sipi Oil Services SRL que brinda servicios en el área de instrumentación de equipos de perforación, workover y pruebas hidrostáticas en tendidos de líneas y poliductos, anunció un crecimiento de su cartera de clientes como resultado de un incremento de la actividad petrolera. “Con la llegada de nuevas empresas de perforación, nuestra cartera de clientes se ha extendido y diversificado. Nuestro crecimiento interno que solía ser promedio de un 25% anual desde 1997 aumentó casi 90% en los últimos dos años”, afirma Sipi Oil Services SRL. Con algunos clientes la empresa tiene el 100% de exclusividad en los servicios que prestan, pero el plan de la compañía apunta a la diversificación en diferentes sectores del mercado lo que hace que su market share continúe incrementándose. Sipi Oil Services SRL apunta a seguir acompañando las necesidades del sector de hidrocarburos de Bolivia, para lo cual está considerando para 2013 la expansión de la compañía a través de dos sucursales en las zonas más estratégicas del país para la provisión de sus servicios. Actualmente Sipi Oil Services SRL no solo ofrece servicios de instrumentación, sino que tiene la representación de las más importantes y más utilizadas marcas en el rubro petrolero. “Contamos con un amplio stock de materiales, instrumentos y repuestos necesarios para el mantenimiento y/o reparación de los mismos. Hemos llegado a marcar presencia en las pruebas hidrostáticas en tendidos de líneas y diferentes cuerpos ya que somos los mayores proveedores de los equipos utilizados, tanto en el alquiler de ellos y la realización de la prueba en sí, porque también disponemos de personal altamente calificado en ensayos no destructivos”, indicó William Del Castillo, gerente general de la compañía. Operaciones Algunas de las operaciones de Sipi Oil Services SRL están estrechamente relacionadas al buen funcionamiento de importantes plantas y proyectos del país. En lo que refiere al área de instrumentación tanto de equipos de perforación como de workover o terminación de las diferentes compañías prestan servicios a Petrex con sus equipos de perforación

El equipo de Sipi Oil Services SRL a la cabeza de William Del Castillo en sus oficinas de Santa Cruz, desde donde dirigen sus operaciones en el país.

Logros y posicionamiento de la empresa

Sipi Oil Services se especializa en realizar trabajos de instrumentación en equipos de perforación y workover.

5918, 5863 y 27 en las locaciones Sararenda, Yapacaní y Margarita, respectivamente. Otro de sus clientes es la empresa San Antonio Internacional con sus equipos de perforación 386 y 318, de workover o terminación 277, 278 y 249 en las locaciones Colpa, Río Grande, Tajibo, Caranda y Yapacaní. De igual manera, la empresa Estrella Petrolera de Bolivia ha elegido a esta empresa con su equipo 1001 en la locación Curichi. En lo referente a las pruebas hidrostáticas en tendidos de líneas y poliductos, actualmente trabaja con la empresa Sinopec en el tramo Camiri, realizando pruebas hidrostáticas de tanques y líneas.

A su vez, prestan servicios para la empresa DLS en las plantas de Margarita, San Alberto y locaciones Huacaya, Sábalo y Aquio. Asimismo, extienden sus servicios a la refinería Guillermo Elder Bell en Palmasola donde realizan la certificación de válvulas. Todas las operaciones realizadas por Sipi Oil Services SRL están respaldadas por diferentes regulaciones y normativas vigentes. En esta línea los equipos utilizados en la prestación de servicios cuentan con el aval y certificación del Instituto Boliviano de Metrología, (Ibmetro) y está habilitada por el Instituto Boliviano de Normalización y Calidad, (Ibnorca), para realizar pruebas hidrostáticas. ▲

En sus 15 años de operación en el país, la empresa ha logrado posicionarse como la mejor alternativa para soluciones técnicas en instrumentación y control avanzado. Prueba de esto es que este año fue elegida para recibir en base a las normas y criterios del modelo de calidad QC100 Total Quality Management, el galardón “Century International Quality ERA” (CQE), en la categoría “Oro” entregado en Ginebra en el congreso corporativo que BID (Business Initiative Directions) organiza. Sin embargo, el logro mas importante de Sipi Oil Services SRL es haber evolucionado de una empresa unipersonal fundada por William Del Castillo, hasta llegar a competir de igual a igual con multinacionales con un capital de inversión mucho mayor, así como haber traspasado fronteras ofreciendo servicios de alta calidad.


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empresa

Foto: Irina Armasu /Reporte Energía

Anglarill capacitó en el uso de extintores a genex

Disitintos tipos de extintores son utilizados en situaciones de emergencia con fuego.

La empresa especializada en equipos de protección y sistemas contra incendios Anglarill realizó una capacitación sobre técnica de combate en el uso de extintores para la cadena de estaciones de servicio Genex. La instrucción fue dada a todo el personal de esta empresa con el objetivo de

Personal de la cadena de surtidores Genex que participaron en la capacitación de seguridad.

prevenir cualquier eventualidad de incendio en surtidores, explicó Juan Carlos Justiniano de la empresa Anglarill. En total, la capacitación efectuada en la ciudad de Santa Cruz estuvo programada para la asistencia de 400 personas de la empresa Genex, desde los cargos administrativos hasta los operarios, de manera

Pata de Pie

que todos estén aptos para desarrollar un óptimo uso de los extintores en caso de siniestro. Anglarill es una empresa que se especializa en el mantenimiento de extintores, capacitación de uso de extintores por el servicio de recarga, mantenimiento de redes contra incendio, capacitación de

uso de equipos de protección de incendio mangueras y monitores de impulsión de agua y espuma, ingeniería básica de detalle, y puesta en marcha de sistemas contra incendio, diagnóstico preventivo de seguridad, señalización de seguridad y de evacuación, además de la venta de más de 500 equipos de protección de incendio.


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Petro química

Las negociaciones están avanzadas con Brasil y Argentina que demostraron interés por adquirir urea debido a que tienen un plan agrícola de producción

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

Su construcción fue adjudicada a Samsung Engineering

Planta de urea y amoniaco E consumirá 1,4 MMmcd de gas natural Entre un 10% y 20% de la producción de urea, prevista en 650 mil toneladas métricas año (TMA), está destinada al consumo interno y el restante para exportación a Brasil y Argentina.

capacitarán en el exterior a más de 150 trabajadores Tomando en cuenta que la tecnología que se emplea en esta planta es novedosa para el país, el presidente ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas, anunció que la estatal petrolera enviará a 150 trabajadores y 15 ingenieros a diferentes países del mundo para capacitarse en la operación de la Planta de Amoniaco y Urea. “Habrá un proceso intenso de capacitación a profesionales de YPFB, a partir de noviembre de este año, 15 profesionales bolivianos van a ir a Seúl 11 meses a trabajar conjuntamente con un contingente grande de ingenieros para el diseño de las ingenierías (básica, detalle, construcción y puesta en marcha)”, señaló el ejecutivo. Posteriormente, se capacitará a 150 trabajadores aproximadamente, quienes participarán en la operación del complejo petroquímico que comenzará a funcionar en diciembre de 2015. Las capacitaciones se realizarán en diferentes partes del mundo donde Samsung construyó plantas de urea y amoniaco. La compañía surcoreana implementó 154 plantas petroquímicas, 33 refinerías, 17 plantas de gas y 327 plantas industriales. A través de su División de Hidrocarburos, logró mega contratos incluyendo el proyecto BAPCO en Bahrain, el proyecto Etileno ONGC en la India, la Planta de Aromáticos en Corea, el proyecto Terminal de LNG en México, entre otros.

datos Construcción. Samsung Engineering se adjudicó la obra y la concluirá en septiembre del 2015. Utilidades. El complejo petroquímico permitirá generar divisas para el país de aproximadamente $us 340 millones anuales como ingreso bruto durante 20 años. Producción. Se tendrá una capacidad de producción anual de 420.000 toneladas métricas año (TMA) de amoniaco y 650.000 TMA de urea con 360 días de operación anual. cultivos. La producción de urea ayudará a mejorar la productividad del sector agrícola en Bolivia, promoverá el desarrollo de las regiones y contribuirá a la seguridad alimentaria.

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TEXTO: Edén garcía s.

l complejo de urea y amoniaco que será construido en Bulo Bulo, provincia Carrasco del departamento de Cochabamba e iniciará operaciones en el cuarto trimestre del 2015, demandará, aproximadamente, 1,4 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd) para producir 420.000 toneladas métricas año (TMA) de amoniaco y 650.000 TMA de urea, con 360 días de operación anual, según un comunicado de YPFB. El amoniaco es el insumo para la producción de urea, la cual se empleará como fertilizante en los cultivos para mejorar su rendimiento y eficiencia, ya que se podrán producir más cantidad en el mismo espacio, además, se habilitarán terrenos no cultivables o se recuperarán los que están agotados. “La materia prima es el gas natural que a través de un proceso químico en un reactor se va a convertir en amoniaco en una primera fase. Luego, a través de otro proceso, se transformará en urea siendo ésta el producto final”, explicó Carlos Villegas, presidente de la estatal petrolera. Estos productos también facilitarán la transferencia de tecnología en el sector rural y el acceso a nuevos conocimientos en busca de un salto en el nivel de desempeño de la agricultura, la agropecuaria y la industria nacional. De acuerdo a los datos de YPFB, de la producción de urea generada en planta, entre un 10% y 20%, está destinado a cubrir la demanda del mercado interno y elevar la productividad del sector agrícola en Bolivia. En tanto que el 80% restante de los volú-


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Jae Youl Kim, presidente de Samsung Engineering menes excedentarios están orientados a la exportación. “Las negociaciones están avanzadas con Brasil y Argentina que demostraron interés por adquirir urea debido a que tienen un plan agrícola de producción y de ampliación de frontera agrícola”, acotó Villegas. Asimismo, el complejo petroquímico permitirá generar divisas para el país de aproximadamente $us 340 millones anuales como ingreso bruto durante 20 años. Para el presidente de la estatal petrolera, el beneficio también alcanzará al departamento de Cochabamba, y particularmente la región de Bulo Bulo, que se convertirá en el primer polo de desarrollo de la industrialización del gas natural porque en esta planta se empleará alta tecnología que requiere de grandes inversiones para su implementación. También, se generará más de 3.000 fuentes de empleo directo e indirecto en las etapas de construcción, producción, distribución y comercialización en el mercado nacional e internacional. Por ello, en el contrato que se suscribió con Samsung Engineering, para la construcción del complejo petroquímico, existe una cláusula de obligatoriedad por el cual la empresa surcoreana tiene que contratar el 85% de la mano de obra boliviana, subrayando que el departamento de Co-

chabamba se beneficie de la captación de personal. “Es un momento histórico y es una gran alegría para el pueblo cochabambino y para el pueblo boliviano. De los 3.000 trabajadores, de acuerdo al contrato, el 85% de los trabajadores van a ser bolivianos, por tanto habrá mucho movimiento económico (…) Mi pedido a la alcaldía de Cochabamba y al hermano Gobernador dar todas las facilidades”, destacó el presidente Evo Morales quien participó, conjuntamente con otras

autoridades nacionales y de Cochabamba, del acto para la firma del contrato entre YPFB y Samsung. Con 42 años de servicio en el rubro, la compañía surcoreana se adjudicó por $us 843.911.998,85 la construcción de esta planta industrial que beneficiará al agricultor boliviano. Con este monto se pretende realizar el PDP (Paquete de Diseño de Proceso), FEED (Front end Engineering Design), Ingeniería de Detalle, Procura, Construcción, Puesta

Petro química en Marcha, Operación y Mantenimiento Asistido de la planta que entrará en operación el último cuatrimestre de 2015. “Me llena de gran orgullo y satisfacción el tener la oportunidad de ser parte de este proyecto histórico y trascendental para Bolivia. Tengan por seguro que Samsung Engineering hará uso de su experiencia en la construcción de plantas fertilizantes para contribuir al desarrollo económico y sostenible del país”, manifestó Jae Youl Kim, presidente de Samsung Engineering. ▲ Foto: YPFB

Tengan por seguro que Samsung hará uso de su experiencia en la construcción de plantas fertilizantes para contribuir al desarrollo económico y sostenible del país

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La construcción del complejo petroquímicos costará un poco más de $us 843 millones.


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ESTADÍSTICAS

con el auspicio de:

West Texas Intermediate (WTI) Crude Oil Price

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

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

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4

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0 Jan 2011

Jul 2013

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Jul 2012

Jan 2013

Source: Short-Term Energy Outlook, July 2012

Source: Short-Term Energy Outlook, July 2012

MINERíA

DIAS

ESTANO $us/L.F.

PLOMO $us/L.F.

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

BISMUTO $us/L.F.

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

1 2 3 6 7 8 9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 28 29 30 31

8,1193 7,9946 8,0513 8,0309 8,2350 8,2100 8,2123 8,0996 8,0785 8,2100 8,2554 8,1647 8,3892 8,3234 8,4618 8,5366 9,0083 9,2147 9,3667 9,1852 8,7997 8,9086

0,8555 0,8473 0,8441 0,8473 0,8611 0,8600 0,8582 0,8566 0,8462 0,8446 0,8321 0,8237 0,8482 0,8484 0,8673 0,8639 0,8714 0,8804 0,8861 0,8881 0,8902 0,8904

0,8237 0,8196 0,8194 0,8269 0,8378 0,8360 0,8367 0,8260 0,8255 0,8128 0,8081 0,8006 0,8063 0,7979 0,8160 0,8181 0,8296 0,8328 0,8378 0,8319 0,8310 0,8187

3,3997 9,50 12500,00 142,24 3,3502 3,3230 9,50 12400,00 142,24 3,3543 3,4319 3,4133 9,30 12400,00 142,24 3,3997 3,3702 9,20 12400,00 142,24 3,3684 3,3593 3,3498 9,20 12400,00 142,24 3,3498 3,3999 9,20 12400,00 142,24 3,3706 3,4063 3,4341 9,00 12300,00 142,24 3,4777 3,4473 9,00 12300,00 142,24 3,4498 3,4128 8,90 12300,00 142,24 3,4521 3,4364 8,90 12300,00 142,24

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

27,8700 27,4200 27,2500 27,7200 28,0000 27,8400 28,0200 27,8800 28,0500 27,8400 27,6400 27,8400 28,2000 28,1000 28,9200 29,3300 30,3200 30,3700 30,8100 30,7300 30,6600 30,5200

1614,75 1604,50 1595,00 1606,75 1613,00 1607,00 1612,75 1608,50 1622,50 1614,50 1594,75 1603,50 1616,50 1615,25 1624,00 1640,50 1662,50 1666,50 1663,50 1664,25 1657,00 1657,75

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

$us./L.F. 2

3

6

7

8

9

9,85 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 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 28 29 30 31

ZINC

3,71 3,66 3,61 3,56 3,51 3,46 3,41 3,36 3,31 3,26 3,21 3,16 3,11

$us./L.F. 1

2

3

6

7

8

9

10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 28 29 30 31

ORO

$us./O.T.

$us./L.F. $us./L.F. $us./O.T.

1739 1719 1699 1679 1659 1639 1619 1599 1579 1559 1539 1519 1499

1

1

2

3

6

117,45 115,76 113,74 112,62 112,53 112,28 113,93 114,98 113,32 114,5 113,64 113,84 114,86 114,86 116 117,48 116,7 113,29

7

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9

10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 28 29 30 31

ESTAÑO

1

2

3

6

7

8

9

Día Oct 1 1,003.1 2 949.3 3 1,090.0 4 1,103.1 5 1,088.0 6 1,096.7 7 1,062.4 8 969.3 9 939.4 10 1,071.2 11 1,044.0 12 1,060.9 13 1,060.5 14 1,029.6 15 929.7 16 920.7 17 1,053.4 18 1,083.5 19 1,093.3 20 1,079.9 21 1,094.6 22 1,025.1 23 984.3 24 1,103.6 25 1,085.8 26 1,082.2 27 1,102.4 28 1,072.7 29 1,052.4 30 911.0 31 1,034.2 Max. 1,103.6

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Octubre 2011 - Septiembre 2012)

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 1,023.8 971.8 920.6 993.5 1,016.1 1,004.5 905.3 981.0 927.8 872.8 991.4 1,029.5 1,040.3 1,056.3 1,082.5 991.9 935.9 1,045.0 1,044.4 1,028.4 962.0 1,029.0 962.6 908.7 1,036.5 1,063.3 1,068.3 1,080.8 1,075.4 986.1 1,082.5

Jul 921.0 1,059.6 1,041.6 1,062.9 1,024.0 1,032.5 959.9 895.1 1,024.6 1,055.5 1,038.1 1,042.7 1,040.4 954.5 887.8 990.3 1,043.1 1,056.0 1,060.8 1,063.1 998.1 947.1 1,067.8 1,105.7 1,014.4 1,096.3 1,059.4 988.8 936.1 1,046.9 1,072.7 1,105.7

Ago Sep(al 19) 1,052.4 1,017.1 1,082.1 974.9 1,078.9 1,116.3 996.9 1,138.1 930.9 1,148.7 892.3 1,143.3 1,075.4 1,118.0 1,095.5 1,071.3 1,076.6 1,002.1 1,081.7 1,098.8 1,026.5 1,122.1 997.0 1,145.4 1,084.0 1,128.1 1,100.0 1,101.1 1,108.0 1,048.8 1,113.4 1,005.0 1,089.2 1,141.1 1,046.2 1,144.9 944.2 1,041.5 1,042.8 1,084.5 1,129.9 1,123.6 1,056.1 977.0 905.5 1,037.7 1,064.2 1,070.6 1,098.1 1,093.8 1,129.9 1,148.7

Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Octubre 2011-Septiembre 2012)

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (AGOSTO 2012) PLOMO

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

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

0,88 0,87 0,86 0,85 0,84 0,83 0,82 0,81 0,80 0,79 0,78 0,77

95,87 95,78 95,54 96,3 95,5 94,61 96,47 95,34 95,37 95,58 96,41 96,52 97,03 97,02 98,3 98,94 96,51 95,25

ELECTRICIDAD con el auspicio de:

0,97 0,95 0,93 0,91 0,89 0,87 0,85 0,83 0,81 0,79 0,77 0,75

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.

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 28 29 30 31

COBRE

Oct CRE - Santa Cruz 401.0 ELECTROPAZ - La Paz 266.1 ELFEC - Cochabamba 172.4 ELFEC - Chimoré 9.7 ELFEO - Oruro 50.1 ELFEO - Catavi 17.1 CESSA - Sucre 38.8 SEPSA - Potosí 38.9 SEPSA - Punutuma 6.9 SEPSA - Atocha 10.7 SEPSA - Don Diego 5.9 ENDE - Varios (2) 15.6 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 50.9 Otros - C. No Regulados 15.0 Varios (1) 2.2 TOTAL COINCIDENTAL 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 367.1 274.0 172.3 9.3 53.3 19.1 39.0 42.4 8.1 11.6 6.1 15.0 51.6 14.9 2.5 1,052.5

Ago 392.5 271.8 174.2 9.8 53.0 18.8 39.5 42.8 7.8 11.5 6.2 17.2 50.6 14.9 2.5 1,078.4

Sep(al 19) 424.3 266.6 175.1 10.3 51.3 19.4 39.2 41.3 7.1 11.0 5.7 18.5 47.9 14.8 2.1 1,101.4

(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 - (Octubre 2011 - Septiembre 2012)

1

31,50 31,00 30,50 30,00 29,50 29,00 28,50 28,00 27,50 27,00 26,50 26,00 25,50

2

3

6

7

8

9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 28 29 30 31

PLATA

1

2

3

6

ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA

7

8

9

10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 28 29 30 31

Fuente: London Metal Exchange - MB

CRE - Santa Cruz ELECTROPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - Varios (2) SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL

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

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

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 175.6 131.9 85.9 3.8 25.9 10.0 20.0 23.8 3.8 6.1 2.8 6.4 32.5 9.0 0.8 538.3

Ago 196.0 130.7 86.6 4.1 25.3 10.0 20.3 23.2 3.7 6.0 2.5 7.7 32.5 9.1 0.8 558.6

Sep(al 19) 140.8 80.4 53.8 2.8 14.6 6.2 12.2 14.4 2.1 3.8 1.6 5.9 19.2 5.4 0.4 363.6

(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 12 y 13 de noviembre | LIMA - PERú

VII FORO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL Políticas, marcos regulatorios e iniciativas para el avance de la integración energética en América Latina y el Caribe

Teléfono: 00 54 297 4060432

25-27 de septiembre | Riocentro Convention Center, Rio de Janeiro-Brasil

Hydrovision Brasil 2012

Contacto: organiza OLADE

Organiza Distributech Brasil

olade.org

Contacto: xxx

13 de diciembre | Comodoro Rivadavia, Argentina

22 Y 23 DE AGOSTO | santa cruz - bolivia

El Predio Ferial de Comodoro Rivadavia será sede en 2012 de la emblemática exposición nacional de la industria del petróleo, del gas y otras energías La Argentina Oil & Gas es un evento que desde hace 16 años viene trayendo a los empresarios más importantes del sector energético del país interesados en compartir sus experiencias y los avances tecnológicos que se vienen dando a nivel mundial.

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

OIL & GAS PATAGONIA 2012

Contacto: contacto@crdconvenciones.com.ar

5to CONGRESO BOLIVIA GAS Y ENERGÍA

Contacto: www.2012.boliviagasenergia.com Teléfono: (591-3) - 3538799 cbhe@cbhe.org.bo

3 al 5 de septiembre | buenos aires - Argentina

SIMPOSIO LATINOAMERICANO DE GAS Y PETRÓLEO NO CONVENCIONAL 2012 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”. Contacto: www.informagroup.com.br Teléfono: +55 11 3017 6883 - igorsiliano@ibcbrasil.com.br

DEL 21 al 23 de noviembre | tarija - BOLIVIA

IV FIGAS - FORO INTERNACIONAL DEL GAS 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. Contacto: www.figas.org - www.facebook.com/figas Teléfono: 591 (3) 3565859

Fuente: CNDC

220

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

Ago 23, 2012 Ago 24, 2012 Ago 27, 2012 Ago 28, 2012 Ago 29, 2012 Ago 30, 2012 Ago 31, 2012 Sep 04, 2012 Sep 05, 2012 Sep 06, 2012 Sep 07, 2012 Sep 10, 2012 Sep 11, 2012 Sep 12, 2012 Sep 13, 2012 Sep 14, 2012 Sep 17, 2012 Sep 18, 2012

Henry Hub Natural Gas Price

dollars per barrel 240

Fecha

Fuente: www.eia.gov

HIDROCARBUROS



EDICION 86