Edición 100 Reporte Energia

ISSN 2070-9218

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSEwww.reporteenergia.com

Mayo Mayo Mayo Mayo Mayo Mayo 08 09 10 13 14 15

96.62 96.3996.0495.1794.2194.30

WTI ($us/BBl de petróleo) 8.92 $us/MMBTUPrecio / gas boliviano p/ Brasil Henry Hub Natural Gas Price / 17/05

9.46 Bs/lt 4.055 dollarsper million BTU

Precio / diésel internacional

10.51 $us/MMBTUPrecio / gas boliviano p/ Argentina

9.10 Bs/lt

Con el auspicio de:

Precio / gasolina internacional

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PETRÓLEO & GAS

Semana intensa para la industria en Brasil. Dos eventos internacio-nales y la ronda exploratoria en INFORME ESPECIAL de Reporte Energía desde Rio.

P-64

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PETRÓLEO & GASCHILE SE VE OBLIGADO A DEPENDER AÚN MÁS DEL GNL IMPORTADO Crece preocupación por rechazo a diversos proyectos hidroeléctri-cos y de carbón. Este año ingre-sarán 1.800 MW al SIC.

Exija el Espe-cial con los 100 proyec-tos más im-portantes de la Región, elaborado por Repor-te Energía.

11va RONDA, GAS SUMMIT Y LATIN UPSTREAM EN RIO

Fuentes: hidrocarburosbolivia.com, theice.com, anh.gob.bo

PETRÓLEO & GAS

LA NACIONALIZACIÓN EN EL III CONGRESO DE YPFBDedicará sus jornadas de trabajo a los temas más relevantes de la agenda regional del sector hidrocarburos, en especial a exploración y petroquímica.

P-16

TRAS éxITO DE BRASIL, ECUADOR Y PERÚ LICITAN ÁREAS PETROLERASDespués de conocerse las multimillonarias cifras de inversión en la 11va Ronda de Licitación de bloques petroleros en Río de Janeiro, en la que estuvo presente Reporte Energía, la región se prepara para nuevas subastas de exploración y explotación onshore y offshore en una competencia iniciada desde 2010 en Colombia por atraer grandes capitales de riesgo. P-52-55

BICENTENARIO, EL OLEODUCTO MÁS GRANDE DE COLOMBIA ENTRARÁ EN LÍNEA EN JULIO P-62-63

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Precio en:Bolivia Bs. 10Perú S/. 10Colombia $b 7.000Ecuador $us 4Sudamérica $us 10Centroamérica $us 12Norteamérica $us 15

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Nro. 100Del 16 al 31 de Mayo de 2013

ESPECIAL

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PERIODISTAS“INDEPENDENCIA, RESPONSABILIDAD Y SERIEDAD”

“NUEvOS DESAfíOS EN COBERtURA PERIODíStICA”

“SE ACOMPAñó EL DEvENIR DE LA INDUStRIA DE LA REgIóN”

Entre los aspectos a destacar en la trayectoria de esta publicación espe-cializada se encuentra sin ninguna duda la indepen-dencia periodística clave, -junto a la responsabilidad y seriedad en el tratamiento informativo-, del éxito obtenido por Reporte Energía.

La credibilidad lograda es una de las fortalezas que acompaña a este medio de comunicación en la labor de informar, analizar e interpretar la realidad energética de la Región y el mundo. El reto a futuro es simple: se-guir haciendo periodismo serio.

Habiendo sido testigos del llamado proceso de ca-pitalización primero y de la nacionalización des-pués, registrando cada momento destacado de la

historia reciente de los hidrocarburos en Bolivia, nos senti-mos privilegiados de haber contribuido con nuestra visión y trabajo a transparentar estos procesos, desde el periodis-mo especializado, sustentados en nuestra tabla de valores y una profunda fe en el Creador.

Llegar a la edición número 100 de un medio de comu-nicación impreso no es fácil, aún habiendo sido fundado-res de otros tres medios de comunicación especializados y contar con más de 18 años de experiencia en la industria. El currículo pude ser muy bueno, pero solo es válido en la medida en que esa experiencia se vuelque en un pro-ducto que sea valorado por los públicos de interés por su seriedad, transparencia y credibilidad.

En estos años acompañando los hechos fundamenta-les del sector petrolero boliviano, regional y global, no po-demos menos que regocijarnos porque en base a la expe-riencia pasada, pusimos en marcha un medio que supera todos nuestros emprendimientos anteriores y se posicio-na como un verdadero referente de la industria energética nacional y paso a paso, como un medio alternativo en la región sudamericana.

Con estas cien ediciones de Reporte Energía, demos-tramos que se pueden alcanzar las metas con trabajo, sacrificio y esfuerzo de equipo, con el aporte profesional, pero sobre todo ético de nuestros periodistas, comercia-les, administrativos, personal de apoyo y especialmente nuestros lectores y anunciadores que apoyan este em-prendimiento y forman parte de esta familia informativa especializada.

En este tiempo hemos crecido saludablemente, por-que además de posicionarnos en las redes sociales, ajus-tamos el diseño de nuestro medio a las exigencias de nuestros lectores, agregando recursos que permiten la interacción a través de nuestros sitios en internet y nues-tras páginas en las redes sociales, agregando cada vez más recursos documentales multimedia para saciar el apetito de nuestros públicos por información de calidad y ahora prácticamente en tiempo real a través de los recursos tec-nológicos que nos hacen cada vez más familiares.

A este esfuerzo, se suma el hecho de haber traspasado ya hace tiempo nuestras fronteras y del esfuerzo que sig-nifica desembarcar en un nuevo país y una nueva región con una edición impresa y a través de las versiones digita-les. Estamos en un serio avance en la región Andina desde Perú y nos hemos propuesto conquistar ese mercado en

los próximos dos años, apoyados en una ges-tión directa con nuestros públicos, creando

alianzas sanas y productivas con actores de cada país y sobre todo fortaleciendo un

networking que crece exponencialmen-te gracias a nuestras alianzas con el In-

ternational Gas & Energy Forum (IGEF), la marca internacional de eventos

especializados en la industria ener-gética, creada por Reporte Energía

que ya cuenta con varios eventos en Bolivia a través del Foro Inter-

nacional del Gas y Energía, y se expanden a Perú, Colombia,

Paraguay, Brasil y va por más en Latinoamérica.

Gracias por acom-pañarnos en todo este

tiempo y tengan por seguro que seguire-

mos trabajando por un periodismo res-

ponsable y equi-librado. Reporte

Energía ha cre-cido un 300

% en 5 años; vamos por

más. ▲

El gran desafío en estas 100 ediciones de Reporte Energía fue la expansión en la cobertura informati-va a los países vecinos de Bolivia. La experiencia que se inició desde principios de 2013, dio como resultado publicaciones de muy alto nivel con fuentes gubernamentales y analistas internacionales, quienes otorgaron valiosos insumos para la elaboración de las notas periodísticas. Esto demuestra el prestigio que se ha ganado este medio escrito en cada una de sus ediciones.

Tener un espacio para describir lo que ocurre en la realidad energética del país y Latinoamérica representa una gran responsabilidad y un privilegio al mismo tiempo. Se tra-ta de estar de cerca de los actores y proyectos que hacen posible no sola-mente la seguridad en el suministro, sino importantes ingresos y desarro-llo para cada Estado. Por ello, Reporte Energía a lo largo de estas 100 edicio-nes, ha acompañado todo el devenir de la industria que mueve a la región.

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop Director Generalfranco garcía Jefe de Redacción

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

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. Reporte Energía no asume responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí.La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está permitida mencionando obligatoriamente la fuente.

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Lizzett vargas PeriodistaEdén garcía PeriodistaCristina Chilo Periodista Proyectos EspecialesDoria Añez Redes SocialesJohnny Auza Corresponsal USAfranco Centellas Corresponsal SurDavid Durán Diagramaciónfranco Barrón Diseño Gráfico

Branko Zabala Gerente General

Ema Peris Gerente AdministrativaKathia Mendoza Gerente ComercialLauren Montenegro Gerente de MarketingNatalia Nazrala Ejecutiva ComercialNadir Paniagua Distribución y Logística

Autoregulado por el Tribunalde Ética de la ANP [email protected]

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CRECIMIENTO SALUDABLE

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA [email protected]

FrancoGarcíaS.,JefedeRedacción

LizzettVargasO.,EditoraMinería

EdenGarcíaS.,EditorElectricidad

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PEtRóLEO& gAS

International Gas and Energy Forum (IGEF) organiza el primer Workshop Internacional de Tecnología para

Exploración Sísmica de petróleo y gas en Lima, Perú, el cual reunirá a los más prestigiosos proveedores de tecnolo-gía y servicios para adquisición, inter-pretación, modelación sísmica de nivel mundial, tanto en tierra como costa afuera (offshore) y a los proveedores de tecnología de otros métodos ex-ploratorios.

El encuentro en su primera versión se realizará el 24 de julio en el Hotel Westin Lima y concentrará a compa-ñías operadoras de E&P, NOC’s, IOC’s, empresas de servicios complementa-rios; grandes, medianos y pequeños clientes corporativos de Latinoaméri-ca.

Entre las principales exposiciones se tendrán las siguientes “Common Re-fection Surface (CRS)”, Lucas B. Freitas, PhD Senior Research Geophysicist, que pertenece a la división OpenGeophy-sical de Dolphin Geophysical con sede en Houston. “Improved Seismic Ima-ging Through Innovative Technologies for Integration of Seismic and Non-Seismic Data”, a cargo de Efthimios Tar-taras, gerente del Centro Integrado de Excelencia Electro Magnética (Integra-ted EM Center of Excellence) de Wes-ternGeco, una compañía del grupo Schlumberger con sede en Milán, Ita-lia. “Practice of Seismic Exploration in Mountain Area (An integrated solution for seismic acquisition, processing and interpretation in Mountainous Area)”. Que será presentado por Zhou Tong y “A case history with non-seismic explo-ration method in special area China”， a cargo de Gu Jincai, ambos de Sino-pec Service, China. “Technologies re-lated to explosives in the seismic field, linked with safety and environment”, por Michael Cline, gerente mundial de la división petróleo y gas de la empre-sa australiana Orica Mining Services. La última tecnología en geófonos y equi-

pos para adquisición en una presenta-ción de Malcom Lansey, vicepresiden-te de geofísica de la compañía Sercel con sede en Houston, Estados Unidos, así como presentaciones técnicas de compañías como Inova, Ion y otras de prestigio mundial.

Al evento técnico han sido invita-dos los vicepresidentes y gerentes de exploración de las más importantes empresas operadoras, así como em-presas estatales, organizaciones regu-ladoras, organismos técnicos, colegios profesionales, universidades e investi-gadores de Colombia, Ecuador, Perú, Brasil y Bolivia.

Los registros tempranos para la participación en el evento se hacen en el sitio web www.seismicworkshop.com y los organizadores anunciaron que existen plazas limitadas. ▲

Por primera vez un solo evento reúne a los expertos y proveedores de tecnología sísmica y no-sísmica y a los clientes y responsables de exploración de las compañías operadoras de Colombia, Ecuador, Perú, Brasil y Bolivia.

EL 24 DE JULIO EN LIMA - PERÚ

TECNOLOGÍA PARA ExPLORACIÓN SÍSMICA Y NO SÍSMICA EN WORkSHOP

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

Actividades de adquisición sísmica onshore (Sinopec Ecuador-Bolivia)

IGEF 2013, UNA MESA DE ANÁLISIS PARA LA REGIÓN

Inversión, política energética y fac-tor socio-ambiental son los ejes temáti-cos del primer evento en Lima, Perú sede del primer Foro Internacional de Gas y Energía (IGEF International Gas & Energy Forum, por sus siglas en inglés) el 24 y 25 de septiembre de este año en el Westin Lima Hotel & Convention Center.

El IGEF se realizará por primera vez en la capital peruana por su ubicación privilegiada en la región andina, su alta actividad en el sector energético e hi-drocarburos y sus políticas de atracción de inversiones.

La cita energética se constituye en un evento atípico de la industria de los hidrocarburos y la energía, por reunir a

los actores del sector público y privado en un escenario de experiencias sobre el factor socio-ambiental, política ener-gética y proyectos en los países de la región.

La primera versión del IGEF enfoca su eje temático en a problemática socio-ambiental, los grandes proyectos de pe-tróleo y gas, un análisis de la legislación y el marco regulatorio, pero al mismo tiempo es un escenario para compartir algunos avances tecnológicos, integra-ción energética, mercados, precios, nue-vas fronteras exploratorias, shale gas y tight oil, entre otras temáticas a ser abor-dadas por expertos de Latinoamérica, Estados Unidos y Europa.

IGEF. Es una organización de pensa-miento, independiente y apolítica, que reúne a expertos de la academia, la investigación, el sector público y privado, para el análisis, interacción y generación de propuestas para la mejora continua de las políticas energéticas, la tecnología y el desa-rrollo de los negocios en la industria.

EVENTOS.- Workshop on Seismic Technology

for Oil & Gas, Lima, julio 24, 2013.- International Gas & Energy Forum,

Lima, Septiembre, 24-25, 2013. - Paraguay Energía (Foro Interna-

cional de Hidrocarburos y Energía) Asunción, Marzo 4,5 y 6, 2014.

- Drilling Technology for Andean Oil & Gas, Bogota, Julio 23-24, 2014.

- II International Gas & Energy Fo-rum, Lima, Septiembre 9,10 y 11, 2014.

- VI Foro Internacional del Gas & Energía, Noviembre, 12, 13 y 14, 2014.

ORGANIZADORES

más información en www.seismicworkshop.com





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Fue inaugurada la Planta de Sepa-ración de Líquidos de Río Grande que en dos meses más, una vez

termine su estabilización, empezará a procesar el gas natural proveniente de los campos del sur para extraer los li-cuables con los que se producirá GLP y gasolina destinados al mercado interno y de exportación.

Una vez entre en funcionamien-to, la planta procesará alrededor de 5,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural, el equivalen-te a 200 millones de pies cúbicos día y permitirá una recuperación de 96% del propano contenido en la corriente del gas natural de exportación al Brasil.

Según estimaciones de YPFB, en el nuevo complejo se producirán 361 toneladas métricas diarias de GLP, 350 barriles de gasolina estabilizada y 191 barriles de gasolina rica en isopentano.

En la inauguración el presidente de YPFB, Carlos Villegas enfatizó que con el proyecto el país se convierte en autosuficiente en producción de GLP que algunos años llegó a importar por el monto de 61 millones de dólares para abastecer el mercado en época de invierno cuando aumenta la de-manda.

Además Villegas señaló que “con esta planta se elimina la subvención al GLP, que en 2012 fue de 341 millones de bolivianos”, a tiempo de agregar que el país estará en condiciones de exportar hasta 5.500 toneladas de GLP

excedente al Paraguay generando re-cursos para el Estado.

El ejecutivo explicó que si bien el país exporta un promedio de 31 MMmcd de gas al Brasil, solo procesará 5,6 MMmcd de la corriente de exporta-ción por las restricciones que existen en el contrato de compra y venta firmado con el vecino país durante el gobierno del extinto Hugo Bánzer.

El contrato establece enviar un gas con un poder calorífico de 1.034 BTU (Unidad Térmica Británica); sin embar-go, Villegas indicó que Brasil acordó pa-gar por los licuables de la corriente del

año 2007 y en la actualidad se negocia el pago correspondiente a los años 2008 y 2009.

El ejecutivo también destacó el origen del financiamiento del proyecto gracias a un préstamo del Banco Cen-tral de Bolivia (BCB) que debido a la acu-mulación de capital interno ha logrado récords de reservas internacionales netas (RIN), logrando desembolsar el monto total de inversión con una tasa de interés del 1% al año.

El costo total de la Planta de Río Grande es de $us 168,4 millones.

Por su parte, el ministro de Hidro-carburos y Energía, Juan José Sosa, indi-có que el BCB también prestó al Estado $us 1.000 millones para financiar pro-yectos en el sector eléctrico.

Para la operación de la planta, YPFB suscribió un contrato con la empresa multinacional de origen americano Exterran, para la opera-ción y mantenimiento por dos, por un monto aproximado de Bs 97,8 mi-llones. ▲

TODA ExPORTACIÓN DEL GLP SE hARá EN BASE A LOS PRECIOS INTERNACIONALES DEL GLP, MáS UN PAGO ADICIONAL DE 162 DÓLARES POR TONELADA“ “Carlos Villegas, presidente de YPFB

La Planta de Separación de Líquidos de Río Grande, se ubica en el municipio de Cabezas, provincia Cordillera de Santa Cruz.

El Complejo de Separación de Líquidos le da un giro a la historia energética del país, indica YPFB. Se atenderá holga-damente la demanda de gasolina y se producirá isopentano luego que termine el periodo de estabilización.

SE ELIMINA PARTE DE LA SUBvENCIÓN A COMBUSTIBLES

PLANTA RÍO GRANDE CONVIERTE A BOLIVIA EN ExPORTADOR DE GLP

RíO gRAnDE. CRISTINA CHILO

SEGURIDAD COMPENSACIÓN A ÍNDIGENAS

La construcción de la planta sepa-radora de líquidos de Río Grande demandó 3,8 millones de horas/hombre, sin accidentes, lo que re-presenta un hito en industria pe-trolera. Durante todos los días que duró el proyecto se dieron charlas de inducción a los trabajadores.

YPFB desembolsó Bs 7 millones para proyectos productivos como compensación financiera a la TCO Tacovo Mora, por impactos so-cioambientales identificados en el proceso de consulta y participación de la construcción de la Planta de Río Grande.

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Uno de los objetivos de la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande es generar una nueva fuente de ingre-sos para el país a partir de la exporta-ción de Gas Licuado de Petróleo (GLP), que según cálculos de YPFB generaría $us 520 millones en los próximos trece años.

De acuerdo a las previsiones de la Gerencia de Nacional de Comercializa-ción de YPFB, la exportación se realiza-rá desde julio de la presente gestión al mercado del Paraguay para lo cual la es-tatal petrolera está en proceso de firma de contratos con empresas de ese país.

Las autoridades destacaron que ya existe un antecedente comercial entre ambos países a partir de la exporta-ción de 1.000 toneladas de GLP entre diciembre de 2012 y enero de este año, luego de que se incrementaran los sal-dos de seguridad en las plantas produc-toras y envasadoras.

Si bien aún no se han establecidos los precios y volúmenes de la exporta-

ción, el presidente de la estatal petro-lera, Carlos Villegas, anticipó que toda exportación de GLP se hará en base a los precios internacionales del GLP con referencia en Mount Belvieu más un pago adicional de 161 dólares por cada tonelada métrica despachada .

Con el funcionamiento de la planta ubicada en el municipio de Cabezas en la provincia Cordillera del departamen-to de Santa Cruz, se tendría disponibles desde el segundo trimestre de 2013 alrededor de 5,5 toneladas por mes de GLP para la exportación.

El complejo consolida a Bolivia como exportador de GLP gracias a la nacionalización de los hidrocarburos, además de avanzar en la industrializa-ción de los hidrocarburos.

En la construcción de Río Grande participaron 1.154 trabajadores entre técnicos, especialistas, obreros, que se incrementaron en la última fase de implementación y prueba de los equipos.

El presidente Evo Morales y el vice presidente Alvaro García Linera, recorrieron la nueva planta.

El inicio las operaciones de la planta de Río Grande demanda de un periodo de estabilización de dos meses.

PARAGUAY SE VISLUMBRA COMO NUEVO MERCADO

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temas de deshidratación, refrigeración, calentamiento y separación de gas y lí-quidos. “Es decir el servicio de operación y mantenimiento integral abarca desde el ingreso del gas a la planta hasta que salen los productos finales en especifica-ción”, acotó.

Para ejecutar los trabajos de ope-ración y mantenimiento a la planta de separación de líquidos trabajarán más de 50 personas, entre operadores me-cánicos, operadores de sala y electro instrumentistas.

Se indicó que se trata de profesiona-les con alto conocimiento en ingeniería, fabricación e instalación de plantas de procesamiento de gas con más de 20 años de experiencia en esta área.

Por otro lado, la empresa contratista transferirá en estos dos años los conoci-mientos teóricos y prácticos al personal de YPFB para que en el futuro se hagan

responsables de toda la operación.En Bolivia, Exterran estuvo a cargo

de la puesta en marcha de cinco plantas de menor capacidad que el proyecto de Río Grande, aunque de mayor compleji-dad en su operación.

Como ejemplo citó a la Planta Crio-génica de Kanata en Carrasco de YPFB Chaco que puede procesar 75 millones de pies cúbicos estándar por día (MM-sfd) de gas natural. Posee instalaciones de tratamiento de producción de petró-leo (separación y estabilización), además del procesamiento de gas natural, lo que hace más compleja su funcionamiento.

Cabe mencionar que la planta de Kanata fue traída e instalada por Exterran en 1995 bajo la modalidad de “leasing” y operada durante cinco años por esta compañía. El 2010 YPFB Chaco ejecutó la compra.

Asimismo, instaló la planta criogéni-

ca en el Campo Paloma que posee capa-cidad para procesar 40 millones de pies cúbicos del fluido y tiene equipos de compresión de 10.000 HP. Fue puesta en funcionamiento en 1998 y operada para Repsol hasta la fecha.

A su vez estuvo a cargo en 1999 de la puesta en marcha de la planta Mon-teagudo, que es capaz de procesar 30 millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural, también para Repsol. Poste-riormente estos módulos fueron trasla-dados a Carrasco y de allí al exterior.

De igual forma Exterran se encargó de la instalación de la planta de Yapaca-ní, con una capacidad de procesamiento de 35 MMpcd del energético para YPFB-Andina, misma que arrancó el año 2001. El 2011 se amplía este proyecto con un módulo de similar capacidad y otro de 165 galones por minutos (GPM) de Ami-na.

Exterran está presente 25 años en Bolivia como proveedor y operador de plantas de tratamiento de gas natural pero a nivel mundial completó más de 300 de estos proyectos que pueden procesar hasta 400 MMpcd del fluido. ▲

ExTERRAN GARANTIZARÁ LA RECUPERACIÓN DEL 96% DE PROPANO PARA EL GLP

EN BOLIvIA hACE 25 AñOS PROvEEMOS y OPERAMOS PLANTAS DE PROCESA-MIENTO DE GAS NATURAL y A NIvEL MUNDIAL COMPLETAMOS MáS DE 300 AñOS “ “Raúl Álvarez, gerente general de Exterran

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La empresa multinacional Exterran estará a cargo de las operaciones y mantenimiento de la Planta de

Separación de Líquidos Río Grande, y en ese marco deberá cumplir con la recu-peración del 96% de propano que per-mitirá a su vez alcanzar una producción de 361 toneladas métricas por día de Gas licuado de Petróleo (GLP).

Al respecto, el gerente general de Exterran Bolivia, Raúl Álvarez, destacó este aspecto como uno de los más im-portantes en el contrato suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos (YPFB), el cual garantizará la calidad energética según diseño de la planta en Río Grande, entre otras especificaciones técnicas.

De acuerdo a la explicación, se ga-rantizará el 98% de la disponibilidad me-cánica y 96% de recuperación del propa-no. Señala que para ello esta planta tipo criogénica enfriará el gas a menos de 100 grados Fahrenheit y con esa temperatu-ra separará el propano, butano e isopen-tano, que ahora será aprovechado para la obtención del GLP y gasolina.

Estas bajas temperaturas requerirán del funcionamiento de un mecanismo turboexpansor con una caída de presión de 800 a 400 libras que permitirán la li-cuefacción de todos los componentes de los hidrocarburos.

Según las proyecciones de YPFB, el complejo comenzará a procesar alrede-dor de 5,6 millones de metros cúbicos de gas natural por día (MMmcd) para obte-ner 361 toneladas métricas diarias (TDM) de GLP, alrededor de 350 barriles por día (BPD) de gasolina natural y 195 barriles por día de isopentano.

El alto ejecutivo de Exterran detalló que el funcionamiento del complejo separador de líquidos integra una se-rie de equipos que dependerán de un mantenimiento continuo, desde los sis-

Deberá cumplir el 98% en disponibilidad de funcionamiento en los sistemas que inte-gran la Planta de Separación de Río Grande para obtener GLP, gasolina e isopentano.

SUMA 25 AñOS DE ExPERIENCIA EN BOLIvIA


Planta Criogénica en el Campo Paloma de la empresa Repsol. Exterran está operándola desde 1998.

El único cliente que nos faltaba en Bolivia era el dueño de la cadena de hidrocarbu-ros, YPFB Corporación. Este con-trato consolida nuestra presencia en el país.

Esta adjudicación es muy im-portante para nosotros, porque en Bolivia tenemos contratos de operación y mantenimiento de plantas de procesamiento de gas con YPFB Andina, YPFB Chaco, Pe-trobras, BG y Repsol.

Podemos proveer a todo tipo de proyectos hidrocarburíferos, en plantas de compresión, plan-tas de tratamiento de petróleo, refinerías entre otras de la indus-tria del petróleo y gas.

Estamos en los países donde la producción de gas y petróleo es importante y Bolivia es importan-te para Exterran.

“CON yPfB NOS CONSOLIDAMOS EN BOLIvIA”

Raúl álvarez, gerente general de Exterran

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Hasta fin de año YPFB Andina, subsidiaria de YPFB Corpora-ción, tiene proyectado superar

los 200 millones de pies cúbicos por día (MMmpcd) de capacidad de entrega de gas natural en Campos Operados, con lo que estará en condiciones de ampliar su capacidad para asumir nuevos compro-misos de entrega de gas natural en firme para el mercado argentino.

“Es un dato relevante considerando que una de las metas del plan estraté-gico de YPFB Andina (año 2009), era la de duplicar la producción de Campos Operados de 100 a 200 millones de pies cúbicos/día (MMPCD) de gas natural”, señala la compañía en respuesta a un cuestionario enviado por Reporte Ener-gía acerca del nivel de la producción para esta gestión.

Por otro lado, respecto a la explora-ción, se incorpora en la agenda no solo la continuidad del proyecto Sararenda, sino también aquellas actividades dirigi-das al afianzamiento del “nuevo dominio minero” que se espera se traduzcan en flujo de inversión intenso en los próxi-mos dos años.

En este marco, para la presente ges-tión y en lo que hace a la actividad física, se contempla la perforación de cuatro pozos exploratorios en Áreas Operadas y el inicio de actividades en dos proyectos estratégicos con la adquisición de Sísmi-ca 2D en Sararenda y Sara Boomerang III.

En este marco, la empresa invertirá en exploración $us 31.4 millones que corresponde al ajuste final del proceso

de revisión del presupuesto acordado y aprobado con YPFB Casa Matriz para esta gestión, resultado del ejercicio de reducción al proyecto Sísmica 2D de Sara Boomerang, que pasa de un costo estimado de $us 10 millones a $us 6 mi-llones.

YPFB Andina tiene a su vez progra-mado en esta gestión realizar perfora-ciones exploratorias en campos madu-ros con el objetivo de incrementar sus reservas de gas y condensado.

Con el 70% de éxito en los proyec-tos exploratorios, la compañía podrá incorporar un volumen aproximado de 150 billones de pies cúbicos (BCF por sus siglas en inglés), lo que implica mayores

actividades de perforación para desarro-llar nuevas reservas.

“Esta es una gestión, que conforme al Plan Estratégico de YPFB Andina, mar-ca importantes retos a la empresa tanto en materia de exploración como pro-ductiva”, se señala.

YPFB Andina es una sociedad con-formada por YPFB que tiene el 50,41%, del paquete accionario, Repsol Bolivia SA posee el 48,92% y accionistas mino-ritarios el 0,67%. Cuenta con activos en exploración y explotación, transporte y compresión. ▲

ESTA ES UNA GESTIÓN, qUE CONfORME AL PLAN ESTRATéGICO DE yPfB ANDINA, MARCA IM-PORTANTES RETOS A LA COMPAñÍA TANTO EN MATERIA DE ExPLORACIÓN COMO PRODUCTIvA“ “YPFB Andina

Pozo de producción en el campo Yapacaní, operado por YPFB Andina. Se tiene previsto perforar el YPC-32 y YPC-33 en esta gestión.

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Se contemplar la perforación de cuatro pozos exploratorios y sísmica 2D en Sararenda y Sara Boomerang III. La inversión para estos proyectos suma $us 31.4 millones. Se añadirá un volumen de 150 BCF de producción del fluido.

PARA CUMPLIR COMPROMISOS DE ENvÍOS AL MERCADO ARGENTIN0

YPFB ANDINA PREVé SUPERAR LOS 200MMPCD DE ENTREGA DE GAS NATURAL

TEXTO: fRANCO GARCíA S.

DETALLE DE PROyECTOS EN E&P 2013

PEtRóLEO & gAS

CAMPO PROYECTOCamiri - Guairuy Sísmica 2D – Sararenda Río Grande Perforación pozo RGD-85Sara Boomerang III Sísmica 2D - Palacios NorteSirari Perforación pozo SIR- 20Yapacaní Perforación pozo YPC- 32 Perforación pozo YPC- 33

Fuente: YPFB Andina SA.

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NOSOTROS hEMOS qUERIDO ABRIR LA POSIBILIDAD DE NEGOCIOS A TODOS LOS EMPRESARIOS NACIONALES“ “Oscar Vera, gerente de Adquisiciones y Contratos de YPFB Transporte

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Con el objetivo de ampliar su lista-do de proveedores para asegurar la realización de sus proyectos,

YPFB Transporte licitó proyectos por un total de $us 19 millones en la Feria a la In-versa 2013 realizada en Santa Cruz.

La iniciativa organizada por Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación y con la colaboración de la Fundación de la Feria a la Inversa, permitió la apertura de las compañías subsidiarias al empresariado nacional.

Al respecto, el gerente de adquisi-ciones y contratos de YPFB Transporte, Oscar Vera, manifestó su optimismo por el resultado de este evento y destacó la participación de 520 empresas que pre-sentaron ofertas de servicios.

“Demandaremos todo tipo de ser-vicios desde alimentación para las es-taciones hasta construcción de obras civiles, tendido de ductos, calibración de equipos, montaje y puesta en marcha de estaciones de compresión, de bombeo, un sinnúmero de servicios, materiales y equipos” explicó.

En cuanto al proyecto que generó mayor expectativa por el requerimiento de $us 9.6 millones para el tendido de loops (lazos) en el tramo Entre Ríos -Tarija, Vera comentó que se adjudicó el mismo, pero que por cuestiones administrativas se reservan por el momento el nombre de la empresa ganadora. Este proyecto forma parte de la ampliación del Ga-soducto Villamontes-Tarija (GVT).

La Feria a la Inversa que se desa-rrolló del 2 al 16 de mayo movió más de $us 44 millones en contrataciones, adquisiciones, obras y servicios para la provisión de insumos y materiales.

Durante la conferencia de clausu-ra, el vicepresidente de Operaciones de YPFB, Jorge Márquez afirmó que la estatal dispuso proyectos por $us 55 millones y que se adjudicaron $us 44 millones.

YPFB Corporación informó que fue-ron registrados en la base de datos de la Feria 1048 proveedores interesados en ser partícipes de las licitaciones para contratos de la estatal petrolera y sus 10 subsidiarias y afiliadas.

YPFB Andina, YPFB Aviación, YPFB Chaco, Casa Matriz, YPFB Logística, YPFB Petroandina, YPFB Transporte, Gas Transboliviano (GTB), YPFB Refinación, Flamagas, Central Eléctrica Bulo Bulo.

Además al cierre del evento 403 empresas entregaron correctamente la documentación requerida para formar parte del registro de proveedores de

La subsidiaria fue una de las que más recursos económicos ‘movió’ durante la muestra. Adjudicó por $us 9,6 MM el tendido de loops en el tramo Entre Ríos -Tarija.

DURANTE LA fERIA A LA INvERSA

YPFB TRANSPORTE LICITÓ PROYECTOS POR $US 19 MM

TEXTO: DORIA AÑEZ

Durante la feria las empresas realizaron ofertas de servicios accediendo a las 388 convocatorias públicas de YPFB.

Las adjudicaciones se realizaron ante notario de Fe pública y YPFB destacó la transparencia del proceso.

YPFB para concursar en las próximas licitaciones.

También se anunció que con la ad-judicación del acceso de la planchada YPFB Petroandina SAM hará realidad la perforación en el pozo Lliquimuni X1 en el departamento de la Paz, con lo que se confirma para esta gestión este proyecto.

La iniciativa dejó también un total de 388 convocatorias públicas que la

estatal petrolera presentó para que las compañías presenten propuestas y convertirse en proveedores a lo largo de los proyectos.

Previo a la muestra, en el mes de abril se realizaron talleres gratuitos de capacitación en todo el país para que los representantes de las empresas co-nozcan los requerimientos, documen-tación y llenado de formularios para calificar y ser proveedor. ▲

“Hemos querido abrir la posibi-lidad de negocios a todos los em-presarios nacionales, sean construc-tores hasta de servicio de comida porque todo eso se requiere en los proyectos.

El rubro petrolero no solo es la perforación de pozos. Ahora el pú-blico en general sabe lo que requeri-mos, bajo qué condiciones, calidad, parámetros de seguridad y también por la cantidad de millones se mue-ven los contratos .

Esto ha despertado en nuestros empresarios oportunidades de ne-gocios .Con eso estamos conformes porque se abre la posibilidad a los empresarios y eso era lo que quería-mos mostrar, que nuestros contratos están hechos de forma transparente, que también es otro de los objetivos que nos habíamos planteado”.

DEMANDAMOS SERvICIOS DE TODO TIPO

Oscar vera, ejecutivo de yPfB Transporte

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Mientras la producción total de gas natural del Bolivia va a en aumento las cifras de Yaci-

mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) también muestran que los cam-pos Tacobo y Vuelta Grande registran una baja desde el 2011, según una revi-sión de los últimos boletines estadísticos de la estatal petrolera, realizada por Re-porte Energía.

Aunque en promedio en ambos campos la producción se acerca solo a los tres millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural y representa

el 5,8% del total del país, tanto Tacobo como Vuelta Grande cobran importan-cia por las regalías que dejan para los de-partamentos de Santa Cruz y Chuquisaca respectivamente.

El campo Vuelta Grande, operado por YPFB Chaco SA, registró una prome-dio que varía desde 1,67 MMmcd el 2009; 1,89 el 2010; 1,75 el 2011 y 1,51 el 2012. Hasta el año pasado representó el 3,1% del total producido en Bolivia. Según el Plan de Inversiones 2012-2016 se tiene previsto perforar el pozo exploratorio VGR – X1001.

Se encuentra ubicado geográfica-mente en la provincia Luis Calvo, del de-partamento de Chuquisaca y constituye el principal campo productor de gas de

ese departamento. Fue descubierto en 1978 y actualmente se explota mediante agotamiento natural; sin embargo, des-de el año 1985 al año 2009 se inyectó gas al reservorio con el objetivo de mantener la presión de los reservorios producto-res. En 1989, entró en funcionamiento la planta de procesamiento de gas, señala YPFB Chaco en su página web.

En este campo se perforaron 37 po-zos de los cuales 31 son productores, 1 es inyector de agua de formación, 3 pozos están cerrados y 2 pozos abandonados. La profundidad promedio de estos po-zos es de 2.250 metros, donde se en-cuentran las arenas productoras Cangapi y Tapecua, se añade.

Por su parte el campo Tacobo, ope-

rado por Pluspetrol Bolivia Corporation SA, produjo 1,12 MMmcd de gas natural el 2009, 1,78 el 2010; 1,76 el 2011 y 1,34 el 2012. Hasta el año pasado significó el 2,7% del total nacional.

Según el informe de YPFB en la Au-diencia Pública de Rendición de Cuentas de 2012 se prevé este año continuar con el procesamiento sísmico 2D en el cam-po Tacobo y perforar el pozo TCB X-1003 con una inversión de $us 57,6 millones.

Pluspetrol Bolivia Corpora-tion SA inició sus operaciones en Bolivia en octubre de 1990. Tras el Decreto de Nacionalización del presidente Evo Morales, el 28 de Octu-bre de 2006 y suscribió dos contratos de operación con YPFB denominados “Ta-cobo y Otros” y “Bermejo y Otros”.

Por su parte YPFB Chaco SA, subsi-diaria de YPFB Corporación, es una em-presa que tiene como actividades prin-cipales la exploración y producción de hidrocarburos.

La compañía también es propietaria de dos empresas afiliadas: la Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo SA, en la pro-vincia Carrasco, departamento de Co-chabamba, y la planta engarrafadora de GLP, en Santa Cruz de la Sierra. ▲

EN PROMEDIO LA PRODUCCIÓN EN AMBOS CAMPOS SE ACERCA A LOS TRES MILLONES DE METROS CÚBICOS POR DÍA DE GAS NATURAL y REPRESENTA EL 5,8% DEL TOTAL DEL PAÍS“ “Análisis Reporte Energía

Pluspetrol tiene previsto perforar este año el pozo TCB X-1003 con una inversión de $us 57,6 MM.

Mientras la producción total de gas natural de Bolivia crece, los datos oficiales también muestran merma en campos operados por Pluspetrol e YPFB Chaco.

SEGÚN INfORMES OfICIALES DE yPfB

DESCIENDE LA PRODUCCIÓN DE GAS EN VUELTA GRANDE Y TACOBO


VuELTAGRANDE TACOBO2009 1,67 1,122010 1,89 1,782011 1,75 1,762012 1,51 1,34

Fuente: Boletín Estadístico 2012 YPFB Corporación

histórico de producción de gas natural por campo sujeta

al pago de IDh, Regalías y par-ticipaciones (En MMmcd)

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDh, REGALÍASy PARTICIPACIONES 2012

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Fuente: Boletines Estadísticos de YPFB 2010, 2011 y 2012

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el Boletín Estadístico 2012 de YPFB Corporación





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El tercer Congreso Internacional Gas & Petróleo 2013 de Yacimien-tos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

(YPFB) consolida una plataforma na-cional e internacional para el debate de los temas de actualidad del sector hidrocarburos con la participación de reconocidos expertos, ejecutivos y au-toridades en materia de hidrocarburos de talla mundial, afirmó su presidente ejecutivo, Carlos Villegas.

Esta nueva versión del Congreso, que se llevará a cabo el 23 y 24 de mayo del presente año, en el Hotel Los Tajibos de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, Bolivia, dedicará sus jornadas de traba-jo tanto a los temas más relevantes de la agenda regional del sector hidrocar-buros como a los resultados del proce-so de Nacionalización, a partir del año 2006 y su retos inmediatos: los proyec-tos de exploración y petroquímica.

Los desafíos y tendencias de la pe-troquímica del gas natural a nivel mun-dial, la importancia de Latinoamérica en el descubrimiento de nuevas reservas, así como la experiencia de Argentina, Brasil y China en el desarrollo y gestión de la exploración de hidrocarburos, entre otros temas de orden mundial y regional, son los puntos que componen el programa del Congreso, se destaca.

La agenda nacional hará énfasis en los avances materializados como res-puesta al reto de un nuevo ciclo explora-torio, en el marco del objetivo estratégi-co de incrementar los descubrimientos de hidrocarburos en áreas exploratorias a través de los contratos de servicios, así como los resultados esperados en esta

y las siguientes gestiones que abarcan proyectos de gran magnitud.

Entre estas obras a gran escala se encuentran La Plantas de Separación de Líquidos de Río Grande, inaugurada el 10 de mayo pasado, la Planta de Se-paración de Líquidos de Gran Chaco, la Planta de procesamiento de Gas de Itaú, la construcción del Complejo Petroquí-mico de Etileno y Polietileno, la Planta y de GNL y sus sistemas de regasificación a nivel nacional, así como la construc-ción de la Planta Amoniaco Urea.

Se proyecta que estos proyectos agregarán valor a la producción de hi-drocarburos y definirán el nuevo perfil hidrocarburífero y productivo de Boli-via.

Asimismo, dada la importancia de este evento en el contexto nacional y re-gional y en señal de respaldo a la conso-

lidación de la empresa más importante de Bolivia, estará presente el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, vicepresidente del Esta-do Plurinacional de Bolivia, Álvaro Gar-cía Linera, y ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa Soruco.

En la segunda versión del Congre-so asistieron cerca de 900 participantes

nacionales e internacionales quienes tuvieron la oportunidad de escuchar las presentaciones de 13 disertantes del más alto nivel.

En esta oportunidad se contará con 15 conferencistas representantes de empresas que en la mayoría de los ca-sos tienen alguna relación con los pro-yectos que encara la estatal petrolera. ▲

LA AGENDA NACIONAL hARá éNfASIS EN LOS AvANCES MATERIALIZADOS COMO RESPUESTA AL RETO DE UN NUEvO CICLO ExPLORATORIO EN BOLIvIA “ “Carlos Villegas, presidente ejecutivo de YPFB Corporación

El desarrollo de los proyectos de gran magnitud será expuesto en los dos días de jornada académica.

En el Congreso de 2012 el presidente de YPFB, Carlos Villegas, expuso los planes relacionados al nuevo ciclo exploratorio de la estatal petrolera.

La cita de la estatal petrolera contará también en esta versión con la participación de reconocidos expertos, ejecutivos y autoridades en materia de hidrocarburos.

ENCUENTRO SE DESARROLLARá EL 23 y 24 DE MAyO

YPFB ExPONE RESULTADOS DE LA NACIONALIZACIÓN EN SU III CONGRESO

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

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Analizando las cifras de la renta petrolera que percibe Bolivia año tras año después de la na-

cionalización del 1 de mayo de 2006 (mediante el DS 28701-Héroes del Cha-co), generamos una referencia de lo beneficioso que ha sido para el país la toma de decisión de retomar por ter-cera vez el timón hidrocarburífero a la cabeza de nuestra empresa estatal del petróleo Yacimientos Petrolíferos Fisca-les Bolivianos (YPFB).

Los más de 16.000 millones de dó-lares percibidos en estos últimos siete años sirven ahora de apalancamiento para los proyectos de industrialización del gas natural a través del Banco Cen-tral de Bolivia (BCB).

Existen dos hechos por resaltar en el inicio de la petroquímica en Bolivia: la toma de decisión geopolítica y el fi-nanciamiento soberano del Tesoro Ge-neral de la Nación (TGN).

La inauguración de las Plantas Se-paradoras de Licuables de Río Grande y Gran Chaco generan el inicio de la planificación de la Estrategia Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos, dentro de la agenda del Bicentenario de Bolivia, donde se plantean para completar el análisis, siete proyectos de industrialización que deben plas-marse a corto plazo, por parte de YPFB: Amoniaco-Urea, Etileno-Polietileno, Propileno-Polipropileno y GTL; y por parte de la Empresa Boliviana de In-dustrialización de Hidrocarburos (EBIH): Petrocasas del Bicentenario, Tuberías y accesorios de Polietileno y Metanol.

Adicionalmente existen los proyec-tos a mediano plazo donde tenemos para YPFB: Polietileno Tereftalato (PET) y Poliestireno; y para la EBIH: Policloru-ro de Vinilo (PVC) y Benceno-Tolueno-Xileno (BTX, aromáticos).

Dentro de los proyectos a corto plazo, solo Amoniaco-Urea y Metanol consumi-rían metano (CH4), componente que representa el 90% del volumen del gas natural boli-viano.

El consumo antes mencionado ini-ciará con la Planta de Amoniaco-Urea (1,5 MMmcd) recién dentro de dos años y solamente representa lo que en la actualidad es el 3.2% de lo que se ex-porta a los países vecinos y el 15% del consumo interno diario, con lo que se muestra que los proyectos de indus-

trialización no son un riesgo a las reservas a corto plazo.

YPFB tiene el compromi-so de invertir en exploración más de 605 mi-llones de dóla-res para el 2013

y 2014, de manera de dar certidumbre a largo plazo con base en las actuales reservas de 11.2 TCF (trillones de pies cúbicos).

Adicionalmente, el país ya analiza y toma en cuenta el gas de esquisto (sha-le gas) y no solamente en nuestra zona tradicional (Subandino Sur), sino tam-

bién las reservas del continente como las de Argentina (Vaca Muerta: 774 TCF) y Estados Unidos de América (862 TCF).

Para finalizar, una muestra de la visión de trabajo desde la nacionali-zación de 2006 en Bolivia, es la clara decisión de una industrialización sobe-rana, y de forma endógena, de nues-tra materia prima. Además se asegura nuestras reservas a través de YPFB y las empresas privadas que se encuentran trabajando en Bolivia bajo contratos de operación y de servicio para tener un desarrollo sustentable y sostenible de la economía boliviana. ▲

* El autor es Viceministro de Indus-trialización Comercialización, Transpor-te y Almacenaje de Hidrocarburos.

UNA MUESTRA DE LA vISIÓN DE TRABAJO DESDE LA NACIONALIZACIÓN, ES LA INDUSTRIALIZACIÓN SOBERANA, y ENDÓGENA DE NUESTRA MATERIA PRIMA“ “Álvaro Arnez Prado, viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos

Álvaro Arnez Prado.

En el inicio de la petroquímica en Bolivia, el autor resalta la decisión geopolítica y el financiamiento soberano del TGN como aspectos fundamentales para su concreción.

ANáLISIS y PERSPECTIvAS EN hIDROCARBUROS

‘DE LA NACIONALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS A LA INDUSTRIALIZACIÓN EN EL PAÍS’

TEXTO: ÁLVARO ARNEZ PRADO* “ EL PAíS ANALIZA Y tOMA EN CUENtA EL gAS DE ES-QUIStO (ShALE gAS) NO SOLAMENtE EN NUES-tRA ZONA tRADICIONAL (SUBANDINO SUR), SINO tAMBIéN EN LAS RESER-vAS DEL CONtINENtE

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El país, a partir de la nacionalización de los hidrocarburos el año 2006, ha tenido un crecimiento impor-

tante en el sector económico, que tuvo su impacto en el sector energético a tra-vés del crecimiento de la demanda; en virtud a ello es que el Gobierno Plurina-cional vio la necesidad de implementar el uso eficiente de la energía en combi-nación con diversos actores públicos y privados que actualmente forman parte de la Red de Eficiencia Energética.

La eficiencia energética es un me-canismo que ayuda a optimizar, tanto los recursos naturales como los recursos energéticos, en la provisión de energía. Tiene que ver con el uso que hacen los distintos sectores y que no afecta la pro-ductividad ni el confort de los usuarios.

En Bolivia se tienen experiencias de acciones en Eficiencia Energética tanto en la legislación, aplicación de progra-mas, sensibilización y difusión comuni-cacional cuyos resultados contribuyen de forma indirecta al uso eficiente y ra-cional de la energía.

Uno de los programas más emble-máticos por el impacto que tuvo en la comunidad es el del cambio de focos incandescentes por lámparas compac-tas fluorescentes (focos ahorradores), en las gestiones 2008-2009 y 2011-2012; seguido de las campañas de difusión y sensibilización “Luz que apagas, luz que no pagas” y “Desplaza tu consumo de horas pico”, destinadas a que la ciuda-danía forme parte activa de esta política de Estado.

Aportes importantes al uso eficiente de la energía, como política pública, fue la implementación de proyectos como el cambio de la matriz energética y pro-gramas destinados a la masificación del uso del gas domiciliario y la conversión de combustibles líquidos a Gas Natural Vehicular (GNV).

Con la implementación de estas acciones, se obtuvo un ahorro en el consumo de energía y se fomentó un comportamiento racional y sostenible en el uso de la energía.

El Ministerio de Hidrocarburos y

Energía, a través del Viceministerio de Desarrollo Energético, este 2013 ha defi-nido cuatro pilares fundamentales para trabajar:

a) El desarrollo y consolidación de un plan estratégico de ahorro y efi-ciencia energética, que comprenda acciones en el sector de electricidad e hidrocarburos, direccionando el con-sumo de energía a un uso eficiente y racional, a través del desarrollo de normativas de etiquetado por consu-mo energético de equipos, sistemas e instalaciones (oficinas públicas y priva-das, edificaciones, viviendas y otros) y normativas en iluminación. Todas estas iniciativas ya están en proceso de ela-boración.

b) La generación de información estadística, que permita trabajar en base a indicadores concretos. Esta información, en la cual ya se viene

trabajando, representa la base de los diagnósticos actuales del consumo energético en el Estado Plurinacional de Bolivia.

c) La creación de mecanismos ins-titucionales que permitan viabilizar la Política Nacional de Eficiencia Energé-tica, a través de un ente rector (agencia, dirección u otra instancia), que cuente con un fondo financiero (para el apoyo y desarrollo de iniciativas en eficiencia energética).

d) La creación de la Red Nacional de Eficiencia Energética, que compromete tanto a organismos internacionales y a instituciones nacionales, tanto públicas como privadas. A la fecha se cuenta con más de 50 miembros, 30 oficiales y 20 relacionadas, que viabilizarán un escenario de desarrollo, información e intercambio de iniciativas de Eficiencia Energética. El primer paso fue la crea-ción de una página web http://red-ee.hidrocarburos.gob.bo.

Si bien el concepto de “eficiencia energética” como ahorro, uso racional y otros, comenzó a usarse en la déca-da de los 70’ en las grandes ciudades del mundo, es el año 2007, durante el gobierno de Evo Morales y como una política de Estado, enmarcada en el “Vivir Bien”, que se crea, mediante De-creto Supremo 29008 de enero 2007, el Viceministerio de Desarrollo Ener-gético, que viene trabajando para la

consolidación de la Nueva Política de Eficiencia Energética que será aplicada en diversos sectores como: transporte, industria, servicios, usos residenciales y asentamientos urbanos.

El nuevo Estado Plurinacional está realizando importantes inversiones en el sector de generación eléctrica para garantizar el abastecimiento a la población y a los emprendimientos industrializadores, sin embargo, es res-ponsabilidad ahora compartida con la población, apoyar en el uso eficiente y racional de la energía, en cada una de sus actividades diarias, que permitirán un ahorro económico tanto para el Estado como para el usuario; paralela-mente, nos permite conservar nuestro medio ambiente en armonía con la madre tierra, garantizando también la energía para las generaciones futuras. ▲

* El autor es viceministro de Desa-rrollo Energético de Bolivia.

LA EfICIENCIA ENERGéTICA ES UN MECANISMO qUE AyUDA A OPTIMIZAR, TANTO LOS RECURSOS NATURALES COMO LOS RECURSOS ENERGéTICOS “ “Franklin Molina Ortiz, viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia

Franklin Molina Ortiz.

Tras la conclusión del evento nacional de Eficiencia Energética, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, lanzó la Red de Eficiencia Energética.

El autor del artículo hace un recuento de los principales programas y proyectos aplicados hasta la fecha y desarrolla planes para 2013 basados en cuatro pilares sostenidos en el uso eficiente y racional de la energía por la población.

POLÍTICA ESTATAL ENMARCADA EN “EL vIvIR BIEN”

LA EFICIENCIA ENERGéTICA EN BOLIVIA

TEXTO: fRANkLIN MOLINA ORTIZ* “ LA EfICIENCIA ENERgé-tICA ES UN MECANISMO QUE AYUDA A OPtIMI-ZAR, tANtO LOS RECUR-SOS NAtURALES COMO LOS RECURSOS ENERgé-tICOS, EN LA PROvISIóN DE ENERgíA. “

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LAS REDES DE GAS DOMICILIARIAS AvANZAN, PERO NO ESTáN EN SU TOPE, PUESTO qUE fALTA INSUMOS PARA LA INDUSTRIA NACIONAL POR fALTA DE DUCTOS y LOGÍSTICA“ “Daniel Sánchez, presidente de la CEPB

Fábrica de cemento de la empresa Itacamba en Arroyo Concepción. Pretenden instalar otra en Yacuses.

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El mercado interno del gas natural de Bolivia creció a un ritmo de 3,3% el año pasado en relación

al 2011, mientras que el de exportación a 69% en similar periodo de tiempo, según una comparación de datos del Boletín Estadístico de la gestión 2012 de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realizada por Reporte Energía.

De acuerdo al informe oficial de la estatal petrolera, la comercialización del fluido en Bolivia alcanzó el año pasado en promedio 8,72 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), un 0,29 más que el 2011 cuando se regis-tró 8,44.

En cuanto a las exportaciones del energético, se anotó en promedio 40,33 MMmcd el 2012, mientras que un año antes se vendió a Argentina y Brasil solo 34,61.

El promedio de los volúmenes de gas natural facturados al Brasil el 2012 se incrementó en 2,85% en relación al periodo 2011, alcanzando los mayo-res valores promedio en los meses de octubre, noviembre y diciembre con 32,05 MMmcd, 32,19 y 32,05 respecti-vamente.

A su vez, los volúmenes promedio de gas natural facturados a la Argen-tina en 2012 fueron mayores a los del periodo de 2011 en 66,40% en el marco del cumplimiento a la adenda al con-trato entre YPFB y Energía Argentina SA (Enarsa) firmada en marzo de 2010, donde se establece un incremento.

Sobre estas cifras, el presidente de la Confederación de Empresarios Priva-dos de Bolivia (CEPB), Daniel Sánchez, indicó que si bien la mayor cantidad de ingresos del erario nacional provie-ne de la exportación del gas natural, lo que hace a esta actividad muy atracti-va, se tiene que tomar en cuenta que también es necesario atender requeri-mientos de las diferentes industrias del país.

“Las redes de gas domiciliarias si-guen avanzando, pero no están en su tope, puesto que falta insumos para la industria nacional por falta de ductos y temas logísticos. Hay que tender duc-tos por todas las ciudades, para tener una provisión equitativa en el mercado interno. Adicionalmente tienen que ejecutarse nuevos proyectos que den la garantía de suministro adecuado e ininterrumpido durante los próximos años”, aseveró.

Por su parte el analista energético, José Padilla, mencionó que la Ley de Hidrocarburos establece como priori-dad la satisfacción de la demanda del mercado interno, con el fin de fomen-tar el desarrollo nacional, dirigido espe-cialmente a la provisión del fluido para industrias y el cambio de matriz ener-gética a Gas Natural Vehicular (GNV).

“Hasta la fecha no se firma el con-trato de suministro de gas natural para la fábrica de cemento de la empresa Itacamba y se conoce otros pedidos de mayores volúmenes para Soboce y Co-boce. Al Estado le queda cumplir con la Ley 3058 y dar preferencia a la industria nacional porque se calcula el actual re-querimiento en 10 MMmcd del fluido”,

apuntó. Al respecto, Reporte Energía envío

un cuestionario a YPFB Corporación para conocer su versión sobre las de-mandas de mayor atención en la pro-visión de gas natural para el mercado interno, pero hasta el cierre de esta edi-ción no se obtuvo respuesta. ▲

Empresarios y analistas piden que se aumenten los volúmenes del fluido para atender el creciente requerimiento de las industrias nacionales. Una empresa peregrina en busca de gas hace tres años y no obtiene respuesta.

EN LOS PERIODOS 2011-2012

MERCADO INTERNO DEL GAS CRECIÓ EN 3%; DEMANDAN MAYOR ATENCIÓN

TEXTO: fRANCO GARCíA S.LA OPINIÓN

En realidad hace tres años que veni-mos solicitando el gas natural y re-cién el año pasado nos habían dado la confirmación de este suministro, por lo que iniciamos el proyecto, compramos el área, obtuvimos la licencia para desmonte y empeza-mos a hacer el terraplén, pero en octubre del 2012 recibimos una carta dejando en suspenso nuestra solicitud. Indicaron que para firmar un con-trato, Itacamba debería presentar un proyecto de construcción de un ramal de 2 kilómetros que ligaría el Gasbol con la nueva planta. Hicimos el mismo y lo enviamos. Estamos aguardando más de seis meses pero no tenemos la respuesta. Requerimos 260 mil pies cúbicos de gas natural por día, que representa el 0,07% de la capacidad del Gasbol.

Alexander Capela, Gerente general Itacamba

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CNI APUNTA MEJORAS Y FALENCIAS EN ACCESO

Según la Cámara Nacional de Indus-trias (CNI) en el occidente de Bolivia la atención del servicio técnico mejoró res-pecto a años anteriores con ampliaciones en los gasoductos GAA - GCC, mientras que en Tarija y el sur del país persisten los problemas de abastecimiento.

Indican que la capacidad de trans-porte de gas natural en Bolivia sigue siendo uno de los principales problemas que afecta a la continuidad del servicio y la calidad, debido a las caídas de presión, a pesar de las inversiones y los proyectos encarados por YPFB Transporte.

“El servicio comercial de YPFB a los consumidores de gas natural, especial-

mente a los del sector industrial, se ase-meja al de los peores y más duros mono-polios. La atención es displicente, poco amable y discriminatoria, como hemos indicado en varias oportunidades”, seña-la la CNI.

Cuestionan que el acceso al servicio de gas natural sea cada vez más costo-so y difícil para el sector industrial, por lo que “muchos tuvieron que construir acometidas de hasta kilómetros para te-ner acceso a la provisión de gas natural, cuando la reglamentación indica que esas inversiones y costos son parte del servicio, que se paga bajo estructura ta-rifaria, que incluye el uso de esos activos”.

‘NECESITAMOS 260 MIL PIES CÚBICOS’

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Con el fin de difundir la relación del arbitraje con instancias de carác-ter ordinario y como un medio vá-

lido y efectivo para resolver controversias entre particulares y el Estado se realizará un encuentro internacional del 6 al 7 de junio próximo en La Paz, Bolivia.

Las “4tas Jornadas Internacionales de Arbitraje” son organizadas por la Socie-dad Boliviana de Arbitraje.

Esta versión abordará temas sobre “La interacción entre el Arbitraje y la Jus-ticia Ordinaria”, “Arbitrajes Multipartes”,

“Las Nuevas Tendencias del Arbitraje de Inversión” y “La reestructuración de las inversiones y el alcance de su protección bajo los TBIs”. El evento está dirigido a abogados dedicados al arbitraje, árbitros y a las empresas en general.

Los organizadores del encuentro confirmaron la asistencia de 19 árbitros internacionales de connotado prestigio, provenientes de 12 países de Europa, Centro, Norte y Sud América.

Entre ellos se destacan: Christian Leathley de Inglaterra, Valeria Galindez de Brasil, Diego Gosis de Argentina, Jai-me Gallego de Suiza y Bernardo Crema-des Román de España.

Asimismo se contará con la presen-

cia del Procurador General del Estado de Bolivia, Hugo Montero, quien expondrá la visión estatal sobre el tema.

Al respecto de la realización del evento, el experto en derecho inter-nacional, Iver Von Borries, explicó que actualmente el arbitraje es considerado como uno de los mecanismos más efica-ces utilizados a nivel mundial para resol-ver controversias en materia comercial.

De acuerdo al experto, a nivel Latino-américa el arbitraje es una materia que se va desarrollando con gran celeridad. “Si bien hay países como Colombia o Perú que tienen una cultura arbitral mejor arraigada, a nivel general el arbitraje día a día va cobrando mayor fuerza y con toda

certeza. Debido a las consabidas defi-ciencias de los sistemas judiciales, este medio alternativo de solución de con-troversias muy pronto alcanzará mayor preeminencia aún”, avizoró Von Borries. ▲

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Este evento internacional es organizado por la Sociedad Boliviana de Arbitraje que promueve un escenario para conocer las nuevas tendencias en medidas precautorias en los arbitrajes como también los aplicados en inversión.

LA CITA SE REALIZARá EL 6 y 7 DE JUNIO EN LA PAZ - BOLIvIA

JORNADAS ABORDARÁN INTERACCIÓN DE ARBITRAJE CON LA JUSTICIA


Iver Von Borries, experto en derecho internacional

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LA vENTAJA ES qUE LOS TRES SISTEMAS TRABAJARáN DE MANERA CONJUNTA,COMANDADOS POR SISTEMAS INTELIGENTES DE CONTROL PARA SU UTILIZACIÓN ÓPTIMA“ “Julio Matos, director de Energías del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

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En un trabajo conjunto entre el Go-bierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, la Cooperativa Rural

de Electrificación (CRE) y Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas avanza el proyecto piloto de generación híbrida que se ejecutará en la comuni-dad El Espino, al sur de Bolivia.

Hasta la fecha, la Gobernación adju-dicó a la empresa EZER la construcción de las redes eléctricas y la provisión de motores para la generación a diésel y en los próximos tres meses se definirá la construcción del componente fotovol-taico que será financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID)

El proyecto piloto Sistema de Gene-ración Híbrida El Espino consiste en do-tar de energía las 24 horas del día a esta comunidad compuesta por 124 familias, en base a paneles solares y motores que funcionan a diésel. En una segunda eta-pa se prevé también el ingreso de un ae-rogenerador. El monto total del proyecto asciende a un poco más de $us 527 mil.

De acuerdo a la explicación brindada por Julio Matos, director de Energías de la Gobernación de Santa Cruz, la comu-nidad recibirá energía principalmente de baterías que almacenarán la energía solar durante el día y, en los horarios picos de mayor demanda, se activará el sistema a diésel para que no haya inconvenientes con el suministro eléctrico.

Matos calcula que el sistema a diésel será activado aproximadamente dos ho-ras al día para satisfacer la demanda eléc-trica que actualmente no supera los 70 Kilovatios. Con este proyecto se espera cubrir los requerimientos de suministro eléctrico para los próximos 10 a 15 años de la comunidad guaraní.

“La ventaja es que los tres sistemas (solar, diésel y eólica) trabajarán de ma-nera conjunta, comandados por sistemas inteligentes de control para su utilización óptima”, acotó.

La comunidad cuenta con una es-cuela y un hospital que no solamente

atiende a El Espino, sino a otras 10 comu-nidades guaraníes, por lo que el suminis-tro de energía es de suma importancia.

La idea del proyecto nació ante la dificultad técnica y económica de llevar energía eléctrica vía redes convenciona-les, por lo que se optó por esta alternati-va que aparte de satisfacer la demanda eléctrica, reduce las emisiones nocivas al medio ambiente.

Para la CRE, Los beneficios principa-les de este proyecto se relacionan con mejoras en la calidad de vida de los ha-bitantes de El Espino y sus alrededores, incluyendo mejoras en la educación, la posibilidad de realizar actividades en horario nocturno, potenciamiento de los usos productivos de la energía, y la posi-bilidad de promover un mayor desarrollo para la población que permita incremen-tar sus ingresos económicos.

Mientras el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz financiará toda la red área de distribución eléctrica, y el grupo generador a diésel, la Coope-rativa financiará todo el componente de las obras civiles y eléctricas necesarias en la planta de generación híbrida que incluye casa de máquinas, patio de aloja-

miento de la planta solar, enmallado del perímetro y sus ingresos, y el montaje de ductos y conexiones internas.

Se prevé que el Banco Interameri-cano de Desarrollo (BID) financie espe-cíficamente el componente fotovoltai-co del proyecto, a través del Programa de Electricidad Para Vivir con Dignidad (PEVD) del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas con un total de $us 325 mil.

“La política de Gobierno de otorgar luz digna a todos los hogares bolivianos y la sinergia de instituciones internaciona-les, nacionales y locales permitirá que la población de El Espino, hasta hoy margi-nada pueda acceder al mismo”, destaca un comunicado del Viceministerio. ▲

La energía tendrá como fuente sistemas fotovoltaicos, diésel y un aerogenerador en una segunda parte del proyecto. Una cooperativa de distribución, Gobierno Departamental, Gobierno Nacional y el BID invertirán en la zona.

INDÍGENAS DEL SUR DE BOLIvIA SE BENEfICIAN

AVANZA PROYECTO PILOTO DE GENERACIÓN HÍBRIDA EN ‘EL ESPINO’

TEXTO: EDéN GARCíA S.

La Gobernación de Santa Cruz dio inicio a la construcción de redes y el sistema de generación a diésel.

Al tratarse de un proyecto piloto y ser el primero en implementarse con estas características en Bolivia, la CRE considera que se hace necesario emitir normas legales que reconozcan su singularidad y permitan la ejecución y operación fu-tura de este tipo de emprendimientos.

Con esta finalidad, la Cámara Boliviana de Electricidad (CBE), en conjunto con la Cooperativa cruceña, elaboraron una propuesta de Decreto Supremo que re-gula el funcionamiento de los sistemas híbridos de generación, en el marco de las disposiciones legales existentes sobre electrificación rural.

Esta propuesta, de acuerdo a la CRE, fue enviada formalmente al Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), y esperan una pronta respuesta por parte de esta cartera del Estado Plurinacional.

PROPONEN NORMA PARA SISTEMAS HÍBRIDOS

power point de la presentación de El Espino





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yA SE ESTá TRABAJANDO CON TRAfIGURA EN LAS COORDINACIONES OPERATIvAS... PARA INICIAR LA ExPORTACIÓN DE GLP EN EL MES DE JULIO“ “ Gerente Nacional de Comercialización de YPFB, Mauricio Marañón.

Los primeros cortes de gas de 2013 afectan a 300 grandes industrias de Argentina.

Construcción del gasoducto Sur peruano.

YPFB en el cierre de contrato con la empresa Trafigura para exportar GLP a Paraguay.

RESUMENQUINCENAL

CRECEN LOS CORTES DE GAS EN ARGENTINA

SUR DEL PERÚ PODRÍA QUEDAR SIN GAS

YPFB ExPORTARÁ 5.500 TM DE GLP A PARAGUAY

CHENIERE INSTALARÍA PLANTA DE GNL EN CHILE

Los primeros cortes de gas natural de 2013 que afectan a 300 grandes in-dustrias de Argentina treparán a nivel de 10 millones de metros cúbicos que equi-valen a casi el 20% del consumo habitual del sector fabril.

Ante la llegada de los primeros días de frío que pusieron al descubierto la crítica situación del sector energético, el Gobierno se vio obligado a aplicar un diagrama de restricciones en el sumi-nistro gas a las industrias con el fin de asegurar el “abastecimiento prioritario” a los hogares, hospitales y estaciones de GNC. Tras haber instrumentado el

miércoles y jueves una “poda” a las grandes industrias que osciló entre los 8 y 9 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), Enargas decidió llevar el re-corte a 10 MMmcd para atender la ma-yor demanda residencial.

Las restricciones de suministro al-canzan a todos los contratos que las industrias pactaron bajo la modalidad “interrumpible” y que tienen una tarifa difenciada, pasible de cortes durante una determinada cantidad de días al año. La mayor parte de las grandes industrias afectadas se encuentran dentro de las áreas de concesión de Metrogas.

Cheniere, poseedora de los dere-chos de exportación de los únicos dos terminales de licuefacción en Estados Unidos, estaría buscando socio para construir una planta en Caldera, en la Re-gión de Atacama.

Ahora, la empresa está mirando a Chile con mucho interés para desarro-llar un terminal de regasificación que le permita vender, a buen precio, el gas que licuará en la costa este de EEUU. Cheniere es el interlocutor obligado de cualquier compañía que se interese en traer shale gas a Chile, pues el único mercado desde donde se lo puede adquirir es EEUU.

La empresa brasileña Petrobras es-taría negociando el gas de los lotes 57 y 58 para llevarlo al centro del Perú, lo que desabastecería a los pueblos del sur.

Los rumores de que Petrobras es-taría negociando su gas para venderlo al consorcio Camisea se vieron reforza-dos cuando se conoció que la petrolera argentina Oil Combustibles adquirió el 51% de los activos de la filial argentina de Petrobras.

La información deduciría una vo-luntad de Petrobras por vender parte de sus negocios, ya que prevé desha-cerse de inversiones por $us 14.800 millones a nivel mundial hasta el 2016.

El pasado mes el presidente del Perú, Ollanta Humala, informaba que se había resuelto el esquema del finan-ciamiento, de oferta y demanda del

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bo-livianos y la empresa Trafigura coordinan acciones operativas para iniciar desde julio la exportación de 5.500 toneladas métricas (TM) por mes de Gas Licuado de Petróleo (GLP) desde la Planta de Se-paración de Líquidos Río Grande hasta el vecino país.

“Ya se está trabajando con Trafigu-ra en las coordinaciones operativas en temas de transporte, aduanas, puntos de transferencia del producto para ini-ciar la exportación del producto en el mes de julio, de acuerdo al cronograma establecido”, indicó el gerente Nacional

de Comercialización de YPFB, Mauricio Marañón. Una delegación de esta com-pañía se encuentra en Bolivia a la cabeza de Nicolás Simián, representante para la región en los negocios de petróleo, para ultimar los detalles de los envíos de GLP a mercados paraguayos.

También formó parte de esta comi-sión Santiago Dorbessan, representante Comercial de Hidrocarburos de Trafigura. La comercializadora tiene 81 oficinas en 56 países. El precio de exportación del producto está en función a las cotiza-ciones internacionales de convenio para propano y butano.

gasoducto sur peruano, pero las dudas sobre la concreción del gasoducto sur peruano surgen porque no se tienen

garantizadas las reservas de gas que serán transportadas hacia el Cusco, Are-quipa, Puno, Moquegua y Tacna.

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La empresa distribuidora de lu-bricantes American y de los Sis-temas de Filtración Donaldson,

Widman International SRL celebró sus 17 años de operaciones en el merca-do boliviano con la ampliación de sus instalaciones que tienen la finalidad de brindar un mejor servicio a sus clien-tes.

El director ejecutivo de la firma, Richard Widman, destacó que conti-nuarán invirtiendo en un mayor stock y en la ampliación de espacios físicos

en todas las oficinas de la empresa en diferentes partes del país.

Widman International SRL importa y comercializa lubricantes, refrigeran-tes y aditivos del mercado norteame-ricano. También ofrece una plataforma de soporte y asesoramiento a los clien-tes en temas de mantenimiento de maquinaria y limpieza de fluidos.

“Un gran porcentaje del empre-sariado conoce nuestros productos y también tiene la confianza que nues-tra labor impacta en sus posiciones económicas”, indicó Richard Widman.

En los últimos años esta empresa ha incrementado sus ventas hasta un 40% teniendo resultados muy positi-

vos fruto de su estrategia de expan-sión, fortalecido su presencia en el área rural y su oficina en Tarija.

Parte del éxito de la compañía se debe al constante desarrollo de nue-vos productos empujados por la tec-nología y combinados con la demanda del mercado.

Asimismo apostó a traer produc-tos “tecnológicamente exquisitos”.Aunque al principio las ventas eran de pocas unidades, con el tiempo se han posicionado como los preferidos en el público que apuesta por la calidad, se relata.

En cuanto a lubricantes, su oferta es variada e incluye desde la variedad

de sintéticos o los super semi-sinté-ticos (API SN) hasta los de altísimas exigencias como los lubricantes para Motos (bajo la Norma JASO MA2).

Asimismo ofrece novedosos siste-mas de filtración BULK para combusti-ble sucio. Para segmentos exclusivos, Widman apostó también a productos como lubricantes hidráulicos muy ex-clusivos para marcas afamadas como Mercedes Benz, BMW o Range Rover.

El festejo por el aniversario de Wid-man Internacional contó con la pre-sencia de todo el personal, así como clientes y proveedores a los que se les hizo conocer los desarrollos de la com-pañía en el último año. ▲

UN GRAN PORCENTAJE DE LAS EMPRESAS CONOCE NUESTROS PRODUCTOS y TIENE LA CONfIANZA EN qUE NUESTRA LABOR IMPACTA EN SU ECONOMÍA“ “Richard Widman, gerente general de Widman Internacional

Los principales ejecutivos de la empresa. Juan Montiel (izq), Teresa Briceño (Centro) y Richard Widman (der).

La distribuidora de lubricantes y sistemas de filtración festejó su aniversario con un balance positivo en ventas, expansión en nuevos mercados y oferta de productos.

ANIvERSARIO

WIDMAN CELEBRÓ SUS 17 AñOSAMPLIANDO SUSINSTALACIONES

TEXTO: CRISTINA CHILO

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Patricia y José Ybarnegaray.Elenis Salas y Eduardo Campos.Marco Landívar y Lucy SilvaDe izq. a der. Fanny Vargas, Luis Villagra, Ingrid Vargas y Óscar Suárez.

Gualberto Franco (izq), Fanny Mendez (centro) y René Briceño (der).

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Desde las grandes compañías del sector energético que operan a nivel global, hasta las pequeñas

y medianas empresas (pymes) que tie-ne un rol importante dentro de un país por la generación de empleo, tienen la necesidad de desarrollar habilidades de convivencia dentro de su grupo humano para facilitar el cumplimiento de las me-tas organizacionales.

En este afán el coach (entrenador) profesional, Paulo Baldessari imparte jun-to con la Escuela de Alta Gerencia ADEN Business School un programa de habili-dades directivas orientado a desarrollar una comunicación efectiva y facilidades negociadoras para mejorar la capacidad del trabajo en equipo en las empresas, además de desarrollar herramientas para la gestión del cambio, la innovación y el liderazgo personal.

El objetivo es mejorar la calidad de los procesos que las personas desarro-llan, dice Baldessari y agrega que para ello se debe comprender que los equi-pos en cualquier tipo de industria son personas con un cerebro social que los empuja a relacionarse.

“Es por eso que trabajar para que la gente se relacione mejor consigo mis-ma y con los resultados, es clave en las empresas. Es lo que hace que podamos hacer crecer los resultados. No es una opción”, señala.

El experto indica que la prueba es que las personas y equipos más exitosos son aquellos que tienen mejor calidad de relación. “Toda inversión que haga-mos en el dominio de las conexiones interpersonales va directamente a trans-formarse en un beneficio para la empre-sa”, dice.

En la industria del petróleo se tra-baja mucho para mejorar la calidad de los procesos con los que se consigue, por ejemplo, que las personas trabajen de manera más segura. Esto se explica porque cuando mejor se relacionan las personas, cuanto más responsable son, cuanto más acuerdan compromisos y los cumplen, mayor capacidad tienen de re-ducir la tasa de accidentes, afirma.

LAPARTEOCuLTADELICEBERGUn problema actual es que en las

organizaciones se tiende a invertir en aquello que se ve de manera inmediata y se evita invertir en aquello que no es evidente enseguida, pero el punto de apalancamiento de toda la energía que se desarrolla en grupo está debajo de la superficie.

Baldessari cita al libro “La Columna Izquierda” elaborado por Chris Argyris, quien define que todas aquellas cosas que se dicen y sienten en un equipo pero no se le dicen al otro, se acumulan en cada miembro del equipo y terminan saliendo de manera abrupta, maltratan-do a los compañeros, afectando el clima y por ende, erosionando los resultados.

“Argyrius dice que todas estas cosas

que pensamos pero no decimos, son como el petróleo, si se derrama intoxica todo lo que toca, pero si se lo refina se convierte en energía”, cita.

Los problemas más típicos en los equipos dentro de las empresas y fren-te a los que se debe estar atentos son: cuando todos los miembros se apropian de la verdad, es decir, hay un montón de gente teniendo razón pero sin tener re-sultados.

El segundo problema es cuando los resultados dependen casi exclusivamen-te del líder. “Si en la empresa la clave es el jefe, hay un problema que se hará evi-dente cuando este no esté. Lo óptimo es tener una organización con equipos au-togestionados, en el que el líder tiene un rol más estratégico que operativo”, dice el coach.

El cuarto problema, es cuando en una empresa se dice una cosa, se hace otra y nadie reacciona ante esto. “Esos son equipos que tienen problemas de compromiso y mucha victimización”. El último de los problemas, es cuando los equipos no saben lo que quieren, es de-cir, sus deseos no están alineados con los de la compañía.

Según Berdessari, las diferentes in-tervenciones realizadas con ADEN en La-tinoamérica, dan cuenta que muchos de

los equipos han perdido la idea de visión y el rumbo respondiendo simplemente a lo que se les pide. “Esto en el mundo ac-tual no alcanza. En una organización hay que tener claro el ‘para qué de las cosas”.

¿CÓMOSEhACE?Baldessari afirma que hay que tener

en claro que ninguna compañía es más grande que la gente que tiene, por lo tanto invertir en el capital de humano implica capacitar y dar consultoría.

“Capacitar es dar las herramientas necesarias para mejorar los problemas, y no hay que olvidar la frase que dice: aquel que tiene un martillo ve todos los problemas como clavos”, detalla. La consultoría es para poder hacer un aná-lisis de los procesos comunicacionales y poder ajustarlos de acuerdo a cada caso.

Según el experto, en el mundo exis-ten muchos ejemplos de equipos que se han formado con muy poco dinero y que se transformaron en grandes compañías. La fórmula es que con dinero y sin talen-to no se llega muy lejos, entonces invertir en el crecimiento de las personas hace que crezcan las compañías, mejora el clima laboral y por ende, los resultados.

El coach también aconseja no creer en que los equipos eficientes pueden formarse naturalmente. “Hay muchos equipos que hasta que logran su primer triunfo tienen una buena manera de vin-cularse, después se estancan”.

De acuerdo a Baldessari, un gerente debe estar atento al momento en el que se empieza a escuchar negatividad en los miembros. Es decir, cuando los miem-bros culpan de sus pocos resultados a una serie de cosas; y la tercera, cuando hay un “triunfalismo hipócrita”, es decir, cuando se empiezan a festejar cosas que no ameritan. ▲

TODA INvERSIÓN qUE hAGAMOS EN EL DOMINIO DE LAS RELACIONESINTERPERSONALES vA A CONvERTIRSE EN UN BENEfICIO DIRECTO PARA LA EMPRESA“ “Paúl Baldessari, coach profesional de Aden Business School

Paúl Baldessari, es coach profesional de Aden Business School.

Invertir en capacitación y consultoría es la clave para mejorar las relaciones interpersonales y conseguir benefi-cios extras en una compañía.

SEGÚN COAChING DE ADEN

‘CAPACIDAD DE TRABAJO MEJORA CON HABILIDADES DIRECTIVAS’


“ “tODOS LOS EQUIPOS SE PARECEN A SUS LíDERES. SI A UN gERENtE NO LE gUStA SU EQUIPO LO PRIMERO QUE tIENE QUE ANALIZAR RáPI-DAMENtE ES QUé DEBE CAMBIAR DE Sí MISMO

LAS EMPRESAS CRUCE-ñAS tIENEN MUChO EM-PUJE, EStáN ORIENtADAS A LOS RESULtADOS PERO tIENEN UNA OPORtUNI-DAD DE MEJORA EN téR-MINOS DE RELACIONA-MIENtO Y DE CREACIóN DE víNCULO“ “

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La capacitación fue realizada por primera vez en Oruro para actualizar a mineros en avances tecnológicos.

I JORNADA TéCNICA

MANEJO SEGURO DE ExPLOSIVOS EN TALLER DE MAxAM

La I Jornada Técnica Nacional 2013 denominada “Eficiencia en la Apli-cación de Explosivos” se realizó a

finales de abril en Oruro con el objetivo capacitar a los usuarios, en su mayoría mineros, sobre el manejo seguro y efi-ciente de explosivos.

Los temas del evento fueron desa-rrollados por el jefe de Productos Ex-

plosivos de Maxam-Internacional, Jorge López Rodriguez, quién expuso sobre los avances en técnicas de perforación y utilización de explosivos en minería de cielo abierto y subterránea.

También promovió el intercambio de experiencias entre los participantes creando un debate para buscar como premisa la eficiencia traducida en el aho-rro de tiempo, costos y energía.

López además indicó que la minería de Oruro “está evolucionando hacia una mayor tecnificación” y que existe el inte-

rés de “hacer las cosas cada vez mejor”. La jornada fue organizada por

Maxam-Fanexa para que los usuarios tengan la posibilidad de actualizarse en los avances tecnológicos y aplicaciones de explosivos gracias a la maquinaria moderna, herramientas de perforación, detonadores y accesorios que logran optimizar la voladura.

En este sentido, el gerente general de la compañía, Arístides Álvarez, desta-có que con este tipo de talleres buscan que la gente conozca lo que se está uti-

lizando en otros sitios del mundo para que en el futuro se use en Bolivia.

En Bolivia Maxam – Fanexa atiende a la gran minería y entre otras empresas tiene como clientes a San Cristóbal; Sin-chi Wayra y las cooperativas que operan principalmente en el occidente del país.

Para los trabajos de sísmica en ex-ploración en el sector petrolero han participado en Palmar 3-D, Margarita 3-D, Margarita Norte 2-D, Huacaya 3-D, Percheles 3-D, Ipati 3-D, Lliquimuni 2-D y Vuelta Grande 3-D. ▲

TEXTO: DORIA AÑEZ

Fueron capacitados más de un centenar de asistentes en su mayoría mineros.

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Cummins Bolivia se posiciona como una de las principales pro-veedoras de equipos de alta po-

tencia para el área de oil & gas, minería, además de brindar soluciones energéti-cas con tecnología limpia y eficiente que cada vez es más requerida por las gran-des industrias del país y el mundo.

Una de las empresas que ha optado por los equipos de Cummins, es Kim-berly Bolivia SA, que está instalando un generador de energía a gas para poder garantizar su producción de manera per-manente.

Dado su compromiso con el medio ambiente, esta empresa demanda equi-pos que garanticen la eficiencia en el consumo de combustible así como en la emisión de gases. Fue así que Cummins se convirtió en el proveedor ideal de kim-berly Bolivia, a quien además de entregar el generador otorga un equipo entrena-do para la instalación del mismo.

El grupo generador de Cummins para Kimberly Bolivia es de modelo CI 540 N5C, con motor QSU91 y una poten-cia de 1.500 KW, el mismo que satisface las necesidades de una industria alta-mente productiva.

Según Mauricio Salas, gerente ge-neral de Cummins Bolivia, hay interés en muchas empresas nacionales en hacer que su producción sea más confiable y eficiente, por este motivo se preocupan en adquirir energía de respaldo para sus procesos productivos y buscan alterna-tivas que puedan ofrecer una cobertura total tanto de garantía como de soporte al producto.

Otros de los principales productos de Cummins para la industria en general, son los motores a gas y diésel, que son íntegramente hechos por el fabricante americano. Es decir, “tanto el motor, el alternador y los controles llevan la tec-nología desarrollada por Cummins que es reconocido a nivel mundial por desa-rrollar tecnologías verdes que reducen el impacto en el medio ambiente”, señala Salas.

Otro de los clientes más importan-tes de esta distribuidora es la minera San Cristóbal a quien Cummins, provee de motores, grupos electrógenos (ge-neradores), repuestos, filtros y servicios técnicos desde el inicio de su presencia en Bolivia.

“Al ser la empresa más grande de Bo-livia y unas de las más importantes a nivel mundial en la industria minera, hemos adecuado nuestra estructura para brin-darles soporte de clase mundial. Nues-

EN LOS OChO AñOS DE PRESENCIA EN BOLIvIA, CUMMINS hA TENIDO UN IMPORTANTE CRECIMIENTO EN LA PROvISIÓN DE EqUIPOS DE GENERACIÓN “ “Mauricio Salas, gerente general de Cummins Bolivia.

Mauricio Salas Veintemillas, gerente general de Cummins Bolivia mostrando uno de los generadores de su stock.

Motor en Hover Haul, QSK 60 de 2000HP de una pala excavadora Komatsu PC4000 de Minera San Cristóbal.

Generadores de energía proveídos e instalados por Cummins en la planta San Alberto de Petrobras.

Empresas de la talla de Minera San Cristóbal y Kimberly Bolivia han confiado en el fabricante americano de motores y generadores de gas y diésel que gana terreno.

LÍDER EN EL MERCADO NACIONAL E INTERNACIONAL

CUMMINS PROVEE MOTORES Y GENERADORES DE ALTA EFICIENCIA Y TECNOLOGÍA


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tros técnicos están certificados en todos los motores Cummins que tiene San Cris-tóbal, así también tenemos un stock de repuestos y filtros dedicado a este cliente con una inversión muy importante”, de-talló el ejecutivo.

En los ocho años de presencia en el Bolivia, Cummins creció en todas las áreas por las inversiones que se ejecutan en el sector industrial.

Sin embargo, se destaca el creci-miento en generación de energía de res-paldo y primaria, al igual que el departa-mento de servicio, que crece de manera sostenida. ▲

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C on la entrega de la segunda ter-moeléctrica en la ciudad de El Alto, se concluyó el Plan Inme-

diato de Adición de Potencia (PIAP), que fue encarado por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), mediante su subsi-diaria nacionalizada Valle Hermoso para enfrentar los problemas suscitados en Bolivia por el crecimiento de la demanda eléctrica ante una menor oferta de ge-neración.

La planta inaugurada tuvo una in-versión de $us 46.5 millones, financiados por el Banco Central de Bolivia (BCB), ins-

talada por el consorcio Pacific Rim Ener-gy y fabricada por Roll Royce. La subcon-tratista ESE participó en la construcción de obras civiles y montaje de la planta termoléctrica.

El pasado nueve de mayo, el presi-dente de Bolivia, Evo Morales, inauguró en la ciudad de El Alto la segunda Uni-dad Termoeléctrica, en la subestación El Kenko, que fortalece la capacidad de oferta en el Sistema Interconectado Na-cional (SIN).

La subestación Kenko con ambas unidades generadoras aporta aproxi-madamente 50 MW al SIN cubriendo la demanda de energía eléctrica de La Paz y de la emergente ciudad de El Alto.

“Entregamos de manera oficial estos

32 megavatios (MW) para el SIN. Poco a poco estamos generando más energía para toda Bolivia, no sólo para el servicio doméstico, sino también para la industria que crece”, indicó el Jefe de Estado.

Junto al Primer Mandatario boliviano estuvieron presentes la viceministra de Electricidad y Energías Alternativas, Hor-tensia Jimenez, el gerente general de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Arturo Iporre, el gerente general de ENDE Andina, Hugo Villarroel, el presidente del BCB, Marcelo Zabalaga, el alcalde del Municipio de El Alto, Edgar Patana, entre otras autoridades.

“Nosotros como sector eléctrico tenemos que acompañar el crecimiento de la demanda. Tenemos una cartera de

proyectos importante el próximo quin-quenio que nos permitirá incorporar más de 620 MW, con una inversión de más de $us 1.000 millones. Comenzan-do del proyecto Bulo Bulo, la Termoeléc-trica del Sur, Termoeléctrica de Warnes, Hidroeléctrica de Misicuni, Hidroeléctri-ca de San José, el proyecto Geotérmico Laguna Colorada”, aseveró la viceministra Hortensia Jiménez.

“Tenemos una propuesta para el 2025 de alcanzar los 6.000 MW. En este sentido, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, me informó que se tiene un buen avance y que es sólo cuestión de recursos económicos, hay buenos proyectos para Bolivia”, concluyó. ▲

POCO A POCO ESTAMOS GENERANDO MáS ENERGÍA PARA TODA BOLIvIA, NO SÓLO PARA EL SERvICIO DOMéSTICO, SINO TAMBIéN PARA LA INDUSTRIA qUE CRECE “ “Evo Morales Ayma, presidente del Estado Plurinacional de Bolivia

Autoridades nacionales, departamentales y municipales festejaron la entrega de la 2da termoeléctrica en El Alto.

El jefe de Estado, Evo Morales, aprovechó el acto para anunciar que para 2025 se tendrá una oferta de 6000 MW.

Habitantes de la ciudad de El Alto participaron masivamente en el acto de inauguración.

La subestación El Kenko, con sus dos generadoras, aporta 50 MW al SIN.

La generadora destinó una inversión de $us 46.5 MM. Fue instalada por Pacific Rim Energy. La subcontratista ESE participó en obras civiles y montaje de la planta.

SE ADICIONA OTROS 32 MW DE POTENCIA

CON EL INGRESO DE kENkO AL SIN CONCLUYE PLAN DE EMERGENCIA

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

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El Banco Interamericano de Desa-rrollo (BID) estimó que entre 2010 y 2020 los países de América Lati-

na necesitarán un 40% más de energía, por lo que es necesario la implementa-ción de medidas de eficiencia energéti-ca en la región, recomendó Daniel Greif, presidente de la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Ursea) de Uruguay.

La autoridad de Ursea, calculó que en este periodo se requerirá el equiva-lente entre 1,2 y 1,7 millones de Gigava-tios Hora (GWh), por lo que es necesaria una reducción del 10% del consumo de energía eléctrica en la región. Se estima que para ello se requerirá una inversión en torno a los $us 16.000 millones para ejecutar medidas de eficiencia energé-tica.

Greif, señaló que si en vez de esa reducción del consumo se decidiera cubrirlo ampliando la capacidad de ge-neración, eso requeriría por parte de los gobiernos invertir $us 53.000 millones.

“Además de este beneficioso cál-culo económico directo, las mejoras en eficiencia energética contribuyen a una mayor competitividad, permiten intro-ducir nuevas tecnologías, generan em-pleo y aumentan la confiabilidad de los sistemas de energía”, argumentó.

Por otro lado, la eficiencia energéti-ca contribuye a la seguridad energética, reduce tanto la vulnerabilidad como el coste de las importaciones de com-bustibles, permite reducir las facturas de los consumidores y los subsidios del Gobierno a la energía, además de dismi-nuir las emisiones de GEI. “En definitiva, la eficiencia energética es la solución más eficiente para la región”, destacó el experto.

De acuerdo a los indicadores de efi-ciencia energética de la Ursea, los países de América Latina y el Caribe (ALC) en conjunto tienen amplios márgenes de mejora en este ámbito.

Sin embargo, se cita alguna barreras institucionales, regulatorias y de política para impulsar su aplicación, entre las que se destaca la ausencia de políticas efectivas que aborde la temática de for-ma global.

En este sentido, el experto reco-mendó que la eficiencia energética debe ser incluida en la agenda energé-tica nacional de los países de la región y además con una perspectiva de largo plazo.

“Se tiene que concebir a la eficiencia energética como un instrumento clave

para lograr, al tiempo, un suministro energético seguro, competitivo y soste-nible ambientalmente”, sugirió Greif.

Explicó que la política en eficiencia energética debe contar con un marco jurídico adecuado y plasmarse en docu-mentos legislativos del máximo rango (leyes), por lo que es muy importante, una correcta institucionalización.

A este aspecto, añadió que es nece-sario la aplicación de instrumentos de promoción de la eficiencia energética, y que deben abarcar a todos los sectores, energéticos y no energéticos.

Dentro de los sectores no energé-ticos, deben incluirse tanto la industria, el transporte, la edificación, los servicios públicos, la agricultura, como los consu-midores domésticos.

Entre estos, se debe incluir las cam-pañas de información y concienciación sobre el uso racional de la energía que son particularmente necesarias. “Hay que retener una idea esencial: la efi-ciencia energética ha de ser una política transversal”, apuntó el experto.

“Se reconoce que no es fácil esta-blecer comunes denominadores para la región en esta temática. Se hace un in-teresante recuento de lecciones apren-

didas, aplicables en términos generales a numerosos países de ALC”, ponderó Greif. ▲

Se necesita un equivalente entre 1,2 a 1,7 millones de GWh. Para lo cual se debe aplicar una reducción del 10% del consumo de energía eléctrica en la región.

ANáLISIS DEL BANCO INTERAMERICANO DE DESARROLLO

Daniel Greif, presidente de Ursea, participó en el encuentro anual de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía realizada en Santa Cruz - Bolivia.

AMéRICA LATINA REQUERIRÁ 40% MÁS DE ENERGÍAHASTA EL 2020


Fuente: Unidad Regulatoria de Servicios de Energía y Agua (Ursea) de Uruguay.

Difusióneinformación

InstrumentosdepromociónNormativa

Bolivia 0% 14% 75%Brasil 100% 43% 75%Ecuador 0% 43% 100%España 100% 29% 100%Guatemala 33% 0% 75%México 67% 14% 25%Panamá 0% 0% 50%Portugal 67% 57% 75%Uruguay 100% 100% 100%

SITUACIÓN DE LA REGULACIÓN DE EfICIENCIA ENERGéTICA

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1. Debe haber instituciones que di-señen, implanten y operen progra-mas en forma estable y continua.

2. El potencial de ahorro de energía sigue siendo alto (≈20-25%).

3. Las señales de política han sido hasta ahora insuficientes.

4. Se deben reforzar las instituciones que ya se tienen antes que crear

otras nuevas.5. Se debe promover el desarrollo de

capacidades institucionales des-centralizadas.

6. Se debe mejorar la articulación del financiamiento privado.

7. Se debe aumentar el esfuerzo de capacitación e información del pú-blico.

EvALUACIÓN DE LA EfICIENCIA ENERGéTICA EN ALC

Fuente: Unidad Regulatoria de Servicios de Energía y Agua (Ursea) de Uruguay.

la presentación sobre eficiencia energética en América Latina





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LA EfICIENCIA ENERGéTICA CONTRIBUyE A LA SEGURIDAD ENERGéTICA... EL COSTE DE LAS IMPORTACIONES DE COMBUSTIBLES... y LOS SUBSIDIOS DEL GOBIERNO A LA ENERGÍA“ “Daniel Greif, presidente de la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Ursea)

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42 16 al 31 de Mayo | 2013

¿Cuáles son los factores esencia-les que pueden permitir avanzar demanera concreta en la integraciónenergéticalatinoamericana?

Latinoamérica tiene enormes re-cursos energéticos. El primer tema a tomar en cuenta es que no hay que ce-rrarnos a que la integración sea eléctrica o gasífera sino que se debe ver toda la energía en su conjunto. En realidad de-trás de esa energía, lo que hay son usos domésticos o para producción. Es decir, se puede lograr calefacción en base a electricidad, a gas o de otra forma. Lo que cada país tiene que hacer es buscar el modo más óptimo de utilización de acuerdo a los recursos que posee.

Respecto a la integración, se tiene que ver que en la Región debe generar-se una escala para uso de recursos, de modo que se optimicen las inversiones.

Es decir, hay que aprovechar para compartir ciertos recursos con otros países. Evidentemente para ello los pro-yectos tienen que ser económicamente viables para las partes y sentir que son beneficiados por esas integraciones.

Es una mejor solución a la autárqui-ca, en la que se busca hacer las cosas aisladamente porque se requiere de un mayor nivel de inversión y por lo tanto costos mayores, que al final alguien los paga.

A su vez hay complementarieda-des. Por ejemplo, los países que tie-nen hidrocarburos con los países que poseen hidro energía. Evidentemente unos pueden aportar energía firme y otros energías renovables. Entonces esas sinergias pueden posibilitar contar con costos mucho menores y que se

aproveche de forma óptima los recur-sos de cada país.

¿La creciente demanda de ener-gíapuedeserunelementoqueacele-reesteproceso?

Lo primero es que se generen pro-yectos concretos. Los países tienen que tomarlos en forma institucional, es de-cir, en una planificación energética que tome en cuenta lo regional.

El otro asunto es tener mucho con-tacto entre los responsables de hacer esas planificaciones y buscar una serie de mecanismos flexibles de tipo co-mercial que permita generar una serie de reglas estables en las cuales los com-promisos se respeten y se garantice que se beneficiarán los países desde el pun-to de vista económico.

Debe buscarse que esas interco-nexiones den seguridad a cada uno de los sistemas, es decir, que ante una falla en uno el otro le puede respaldar o socorrer.

Después hay que tomar algunas medidas de cuidado en las tarifas y pre-cios en las que la demanda ampliada que tiene que suministrar un país para cubrir la necesidad del otro puede im-plicar un aumento de precios en el que está exportando la energía, lo cual lle-vará a que la opinión pública en general se muestre en oposición a ese tipo de comercio, porque al final dice para eso yo prefiero que el mercado sea cerrado porque al final los precios son más ba-ratos.

En el caso de las inversiones, como se trata de muchos niveles, probable-mente deberán ser mixtas, pero habrá que ver porque en Latinoamérica se están efectuando un montón de solu-ciones tanto en inversiones públicas, mixtas y privadas.

Actualmente se tiene un mix (mez-cla) que antes no se veía, porque está aumentando mucho el rol público - pri-vada, donde el Estado y los empresarios participan en los proyectos de forma conjunta, pero habrá que trabajar mu-cho en la confianza.

¿Puede beneficiar la integracióna países que tienen problemas enequilibrar su capacidad de oferta ydemandaeléctrica?

Si claro. Independiente que pueda haber aspectos que no se hayan anali-zado en el CIER 15 había un conjunto de emprendimientos entre países, como el del caso peruano con Inambari, Ca-chuela Esperanza en Bolivia y San Anto-nio y Jirau en Brasil.

Lo que se vio es que ese conjunto era mejor que cada uno por separado porque la hidroeléctrica del Perú podría tener un embalse y por lo tanto guar-dar agua, mientras que las restantes podrían ser represas de pasada por su zona.

Además se suma el hecho de que si por ejemplo Bolivia tiene agua para hidroelectricidad pueden generar re-

cursos económicos.Lo mismo le pasa a Inambari, por-

que llevar electricidad para cubrir la demanda de Perú probablemente sea más difícil que alimentar con energía a parte de Brasil, recaudando fondos para hacer obras que más convengan al país.

¿Por qué no se concretan estosproyectossisontanbeneficiososparalospaíses?

El problema es que hay descon-fianza por situaciones ocurridas en el pasado. A principios de los 2000 se dio el tema de los contratos que eran firmes con Chile y Brasil, pero no se cumplie-ron, después hubo cambios en las regu-laciones y tampoco se cumplieron las cláusulas, entonces se generó descon-fianza por lo que todo mundo se volvió autárquico, dependiendo de sí mismo y no de otros.

Esto no es un tema menor a resol-ver que deberá estar en la agenda futu-ro de los países. ▲

EL PRIMER TEMA A CLARIfICAR ES qUE NO hAy qUE CERRARNOS A qUE LA INTEGRACIÓN SEA ELéCTRICA O GASÍfERA SINO qUE SE DEBE vER EN SU CONJUNTO“ “Juan José Carrasco, director ejecutivo del CIER

El especialista considera que la integración entre países permitirá ahorrar recursos en la implementación de proyectos para provisión de energía eléctrica.

JUAN J. CARRASCO, DIRECTOR EJECUTIvO DEL CIER

‘LA PLANIFICACIÓN ENERGéTICA DEBE TOMAR EN CUENTA LO REGIONAL’

EnTREVISTA: fRANCO GARCíA S.

hOJA DE vIDAEs ingeniero eléctrico. Desde hace un año y medio se desempeña como director ejecutivo del CIER. Antes dirigía uno de los grupos de benchmarking de calidad de servicios a nivel regional que publica todos los años este organismo.Trabajó en el sector eléctrico en los últimos 25 años y su último cargo fue ge-rente de la distribuidora de energía eléctrica en Uruguay, que cuenta con 1.300 clientes y 80 mil kilómetros de red, con un grado de cobertura de 98%.

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el audio completo de la entrevista al Director ejecutivo del CIER





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Un estudio de la Comisión Eco-nómica para América Latina y el Caribe (Cepal) de este año afirma

que en la actualidad no hay condiciones para contar con un mercado eléctrico con despacho unificado a nivel regional (y tampoco subregional), ni un entorno favorable para la implementación de contratos firmes de exportación e im-portación.

La posición del organismo planifica-dor internacional se basa en que los me-canismos hasta ahora implementados, se mostraron insuficientes para soportar tensiones importantes (particularmente en momentos de crisis energética, eco-nómica o política entre países).

“La experiencia reciente mostró que consideraciones de carácter geopolítico, así como aspectos que involucran cues-tiones de soberanía, deberán ser toma-das en cuenta a la hora de dar un nuevo impulso a la integración energética re-gional”, sostiene el informe denominado “Integración Eléctrica en América Latina: Antecedentes, Realidades y Caminos por Recorrer”.

Del mismo modo se indica que el énfasis en la seguridad del abastecimien-to y la reducción de la dependencia ocu-parán un lugar importante en la agenda energética regional a futuro.

Además, añade que los esquemas de integración que se están configuran-do, buscarán un nuevo equilibrio entre la participación pública y privada en lo que atañe al rol empresarial y al financia-miento, y contarán con una importante presencia del Estado en la planificación y fijación de políticas energéticas.

En cambio - asegura - existiría un amplio margen de actuación para seguir profundizando en la integración de los sistemas, sobre la base de intensificar la utilización de la infraestructura regional disponible, mediante la implementación de transacciones de corto plazo que per-mitan una mejor utilización de los recur-sos energéticos regionales.

Esta relación debiera efectuarse en un marco de respeto por la autonomía de los diferentes países en cuanto al ma-nejo de sus recursos energéticos inter-nos, así como la construcción de centra-les binacionales (incluida la construcción por un país de una central en otro) y nue-vas interconexiones que resulten viables bajo los nuevos esquemas.

Para ello se requerirá (además de una voluntad política que debería plasmarse en la firma de tratados entre los Estados): una institucionalidad mínima y una ar-

LA INTEGRACIÓN CON MAyOR PROBABILIDAD DE éxITO, SERá LA qUE RESPETE LOS INTERESES y POSTURAS IDEOLÓGICAS DE CADA PAÍS“ “Estudio 2013 “Integración Eléctrica en América Latina: Antecedentes, Realidades y Caminos por Recorrer” de la Cepal.

Se espera que los estudios de factibilidad de los proyectos hidroeléctricos binacionales Garabí y Panambí, que encaran Argentina y Brasil, estén listos el 2014.

Sin embargo, AL y el Caribe tienen margen para profundizar en integración de siste-mas, utilizando la infraestructura regional disponible con transacciones a corto plazo.

SEGÚN ESTUDIO 2013

CEPAL: NO HAY CONDICIONES PARA INTEGRACIÓN ELéCTRICA CON CONTRATOS EN FIRME


ELECtRICIDAD

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amMás allá de las complejidades

y dificultades que presentan los procesos regionales de integración energética en América Latina, los avances logrados fueron signifi-cativos. La experiencia de estos procesos en el marco del Mer-cado Común del Sur (Mercosur), la Comunidad Andina (CAN) y el Mercado Eléctrico Regional (MER) muestra que éstos se han podido desarrollar bajo diferentes esque-mas, tanto en lo físico como en lo comercial y regulatorio, indica la Cepal.

En este marco puntualiza que los países del Mercosur concreta-ron en los últimos 30 años una can-tidad significativa de proyectos, que permitieron avanzar en la inte-gración de sus sistemas eléctricos y desarrollar intercambios con im-

portantes beneficios para las par-tes. Esta afirmación no implica el desconocimiento de controversias entre los países, algunas de ellas de fuerte impacto en su relaciona-miento.

Sin embargo, los países siguen trabajando en la mejora de los me-canismos de intercambio, tránsi-to de energía a través de terceros países y existen importantes pro-yectos en construcción (ej. Inter-conexión de gran porte Uruguay-Brasil) y otros en fase de estudio (ej. Central hidroeléctrica binacional de Garabí).

En cuanto al proceso de inte-gración eléctrica regional andina (incluido Chile), ha tomado un nue-vo impulso a partir del encuentro de autoridades de este sector en Galápagos.

DESTACAN AVANCES EN LOS ÚLTIMOS AñOS

monización regulatoria básica que po-sibilite los diferentes tipos de acuerdos; esquemas de arbitrajes internacionales; la existencia de una infraestructura de interconexión; y una planificación a nivel nacional que incorpore una visión regio-nal, coordinando al menos la expansión de la trasmisión y requerimientos de ca-pacidad para situaciones de emergencia.

La Cepal asevera también que que-da planteado el desafío de encontrar mecanismos de asignación que permi-tan neutralizar o atenuar los eventuales impactos negativos de los proyectos de interconexión, e implementar fórmulas de reparto de los beneficios globales.

En este contexto, los esquemas de integración con mayor probabilidad de éxito, serán aquellos que se construyan sobre la base del respeto por los intere-ses y posturas ideológicas de cada país y presenten un diseño flexible que les per-mita adaptarse a un entorno cambiante, destaca en una de sus conclusiones. ▲

el informe de Cepal sobre la integración eléctrica en la Región





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Ochenta y ocho millones de ba-rriles de petróleo se producen diariamente y son utilizados am-

pliamente en la agricultura, el transporte y la fabricación de decenas de miles de productos de uso cotidiano. Latino Amé-rica tiene un papel preponderante en la producción de hidrocarburos y por ende su impacto regional en lo económico y social es grande.

Alternativamente, aún cuando se busca desarrollar fuentes de energía re-novable, el petróleo y el gas serán partes integrales de nuestras vidas durante las próximas décadas. Todos tenemos un deber colectivo de administrar responsa-blemente la producción de estos recursos hidrocarburíferos vitales para el desarrollo de esta región.

Cambiando paradigmas y emulando las buenas prácticas de empresas petrole-ras líderes en el mundo, es decir, mejoran-do la forma actual de ejecutar ciertos pro-yectos y operaciones, es posible producir petróleo y gas con altos estándares socia-les, ambientales, éticos y de gobernanza, beneficiando a las comunidades locales, protegiendo los ecosistemas naturales y a la vez manejando los riesgos del negocio.

La publicidad en torno a accidentes industriales, incidentes ambientales y ma-lestar social brinda una imagen negativa de la industria de petróleo y gas. Para la industria, estos representan costos pre-visibles y riesgos operativos evitables de reputación.

De contarse con un enfoque en el cual las empresas comprometidas con las mejores prácticas y la mejora continua contribuirán a cambiar percepciones y a ser reconocidas por su liderazgo, en un futuro donde los consumidores puedan ejercer su elección y reconocer a los más altos niveles de desempeño social y am-biental.

La expansión de la industria hidrocar-burífera hacia nuevas fronteras, cada vez más remotas y en áreas tradicionalmente ocupadas por pueblos ancestrales y/o en

zonas ambientalmente sensibles, exige ingentes inversiones, demanda a más de la mejor ingeniería, creatividad en lo so-cial, ambiental y en el uso de sus recursos para ser efectiva. Este crecimiento tam-bién debe acompañarse de creatividad para cambiar ciertos paradigmas propios de la industria pero que hoy no son las mejores herramientas para el éxito bajo estas circunstancias.

NECESIDADESNOSATISFEChASEs beneficios contar con iniciativas

como la de la empresa Equitable Origin (Origen Equitativo en español) que se fundó para satisfacer la fuerte demanda no satisfecha del público por petróleo y gas producido responsablemente.

Todos dependemos del petróleo y gas, pero nuestro beneficio no debe ser a costo de otros o del ambiente. Equita-ble Origin impulsa las mejores prácticas y el mejor desempeño a través de su in-novador estándar, un programa robusto independiente de aseguramiento y un sistema de certifi-cación y etiqueta-do-ecológico.

La necesidad imperativa de las empresas de pe-tróleo y gas para gestionar asuntos materiales en su negocio se hace más demandante cada año.

La descon-fianza y el descon-tento social se manifiesta en importantes riesgos operacionales, legales, de reputa-ción y financieros en todos los niveles de las empresas internacionales de petróleo y gas.

El Estándar EO100 y su certificación proveen un camino a la licencia social para operar minimizando riesgos y una manera clara para distinguir las empre-sas líderes de aquellas que se mantienen en cierto statu-quo operacional y poder cambiar la percepción global de la indus-tria.

Las fronteras de la Responsabilidad

Social Corporativa (RSC) se están expan-diendo a nuevas áreas, a menudo fuera del control y conocimiento tradicional de los administradores de la cadena de sumi-nistro y profesionales de la inversión.

La certificación bajo un sistema in-dependiente como el presentado por EO permite y optimiza la debida diligencia social y ambiental, su evaluación, monito-reo y fijación de metas.

La sociedad civil es un elemento fundamental de la buena gobernanza

para asegurar la protección de los derechos hu-manos, cultura, subsistencia y naturaleza, pero a menudo carece de la capacidad para comprome-ter a los grandes negocios. Este estándar propor-ciona una herra-mienta técnica

constructiva para establecer el dialogo, evitar conflictos y monitorear las prácti-cas.

El deseo de los consumidores de participar en el cambio social es conside-rablemente mayor que las oportunidades para expresar sus valores a través de com-pras domésticas, especialmente de pro-ductos derivados de petróleo y gas que se encuentran en una gran variedad de productos de uso cotidiano. Los Certifica-dos EO y el eco-etiquetado subsecuente proveen un mecanismo confiable e in-dependiente a los usuarios para apoyar y

fomentar su producción responsable de petróleo y gas.

EOCOMOhERRAMIENTASOCIO-AMBIENTALPARALAINDuSTRIA

Equitable Origin es el primer siste-ma independiente socio-ambiental de certificación, canje de certificados y de etiquetado ecológico del mundo para la industria hidrocarburífera desarrollado con la participación de grupos de interés/partes interesadas.

Se busca catalizar un nuevo están-dar para la industria donde la protección ambiental y de la biodiversidad sea opti-mizada y las comunidades locales se be-neficien social y económicamente y de paso se reconozca a las operadoras por su liderazgo.

El desempeño de una empresa me-jora y es sostenido cuando se alinea con incentivos comerciales. El sistema EO co-necta a líderes en producción responsa-ble de petróleo y gas con consumidores socialmente conscientes, a través de un mecanismo basado en el mercado. Cons-ta de tres elementos:

En primer lugar el Estándar EO100™ proporciona un método objetivo para medir y certificar independientemente el desempeño social y ambiental de pro-yectos de exploración y producción de petróleo y gas.

En segundo lugar los Certificados EO son emitidos a operadores de petróleo y gas certificados y se basan en un puntaje de desempeño por cada sitio de opera-ción para premiar su compromiso con altos estándares operacionales. Estos Cer-tificados pueden venderse a fabricantes, minoristas y otros clientes downstream.

Finalmente el Etiquetado-Ecológico EO permite a los compradores de Cer-tificados EO resaltar su apoyo directo a la producción responsable de petróleo y gas; permite a los consumidores elegir productos de origen justo.

ESTáNDAREO100™El Estándar EO100™ fue concebido y

desarrollado con grupos de interés/partes interesadas desde sus primeros días en el 2009 hasta su lanzamiento en el 2012.

LA DESCONfIANZA y EL DESCONTENTO SOCIAL SE MANIfIESTA EN RIESGOS OPERACIONALES, LEGALES, DE REPUTACIÓN y fINANCIEROS EN LAS EMPRESAS“ “Fernando L. Benalcázar, vicepresidente para América Latina de Equitable Origin

El autor, experto en tratamiento de temáticas ambientales y sociales ligadas al sector hidrocarburífero, considera que todos los actores tienen el deber de administrar responsablemente la producción de los recursos energéticos.

fERNADO BENáLCAZAR CONfERENCISTA EN EL IGEf 2013 ABORDA EL TEMA CENTRAL DEL EvENTO

LA IMPORTANCIA DEL FACTOR SOCIO AMBIENTAL EN LA INDUSTRIA PETROLERA

TEXTO: fERNANDO BENALCÁZAR*

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“EL DESEMPEñO EMPRESA-RIAL MEJORA CUANDO SE ALINEA CON INCENtIvOS COMERCIALES. EO CO-NECtA A LíDERES EN PRO-DUCCIóN RESPONSABLE DE hIDROCARBUROS CON CONSUMIDORES SOCIAL-MENtE CONSCIENtES “

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Consolida y alinea sistemas de gestión y desempeño, indicadores de reporte y lineamientos de la industria reconocidos mundialmente. Está basado en seis prin-cipios que cubren temas de gobernanza, sociales y ambientales en la exploración y producción de petróleo y gas.

El Estándar EO100™ incorpora un sistema de puntuación ordenado en tres niveles de Cotas de Desempeño (CDs):

CD1 indica que el desempeño de un sitio cumple con las mejores prácticas de la industria; CD2 indica que el desempe-ño de un sitio supera las mejores prácticas de la industria, y; CD3 indica que el des-empeño de un sitio lidera las mejores prácticas de la industria.

El cumplimiento con el Estándar EO100™ es auditado y una puntuación de desempeño es asignada por una entidad independiente de certificación. Los ope-radores deberán cumplir con todas las disposiciones del nivel CD1 para alcanzar la certificación bajo el Estándar EO100™. Se otorgan puntos adicionales por prácti-cas que cumplen niveles CD2 y CD3.

APLICABILIDADEl Estándar EO100™ es un estándar

internacional que se aplica a nivel mun-

dial, inicialmente con énfasis en Latino América y se aplica a sitios individuales de exploración y producción on-shore, no a la empresa como un todo.

CREDIBILIDADEO recibió la categorización de

Miembro Asociado de la Alianza Interna-cional para el Etiquetado, Acreditación Social y Ambiental (ISEAL) en diciembre del 2012 y mantiene Memorandos de En-tendimiento con Conservación Interna-cional (CI) de Perú, acuerdos formales con la Coordinadora de las Organizaciones

Indígenas de la Cuenca Amazónica (COI-CA) para difundir y promover el Estándar EO100™ en toda la región amazónica, en-tre otros. ▲

* El autor es vicepresidente para Amé-rica Latina de Equitable Origin

Las comunidades indígenas se convirtieron en el último tiempo en un grupo social decisivo a la hora de viabilizar proyectos en el área de hidrocarburos en Latinoamérica.

OPINIóN

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que en la práctica opera como una refi-nería que procesa los líquidos de gas na-tural proveniente de los lotes 88 y 56 en Camisea, vía fraccionamiento de líquidos en volúmenes cercanos a los 76 mil barri-les diarios, de los cuales el 50% se trans-forma en GLP, el 40% se exporta como nafta y el 10% restante se convierte en un diésel limpio sin contenido de azufre.

Así, de una demanda interna de GLP sobre los 40 mil barriles diarios, la producción doméstica de este derivado supera los 46 mil barriles diarios con pe-queños márgenes de exportación, pues a la producción de Pluspetrol se debería sumar la de pequeñas plantas de fraccio-namiento como la de Procesadora Gas Pariñas de Savia (Talara), la de Graña y Montero (Talara) y Aguaytía (Ucayali) más la producción de GLP obtenido de las re-finerías de Talara y La Pampilla.

En resumen, si de cada tres barriles que procesan las refinerías en el país dos

son importados, con el agravante de im-portar adicionalmente un promedio de 26 mil barriles diarios de diesel 2 con 50 partes por millón de azufre, es decir un combustible limpio para abastecer el mercado de Lima, Callao y algunos de-partamentos del sur, mal se podría afir-mar que la posible gestión estatal de las refinerías más importantes del país cons-tituya una posición de monopolio.

En realidad, no se podría presentar una posición monopólica con el control estatal de las dos refinerías pero sí una posición dominante, como lo tiene en el país la Telefónica de España en las teleco-municaciones, o TGP con el gaseoducto proveniente de Camisea. De allí la impor-tancia de la regulación de parte del Esta-do en los mercados imperfectos, o que tienen una posición de dominio.

LAPAMPILLANOESuNAChATARRATambién se afirmó que la refinería

La Pampilla era una chatarra, penosa e inexacta afirmación que afecta la ren-tabilidad de los millones de accionistas de los fondos privados de pensiones que controlan un promedio del 23 por ciento de las acciones del capital suscrito que tienen invertidas en la refinería. Por ello, los altos representantes de las AFPs tuvieron que salir a desmentir que dicha refinería fuera antieconómica y fuese una chatarra.

El problema central en la refinería La Pampilla es que una transnacional como Repsol no está dispuesta a la inversión de una planta de desulfurización por un va-lor superior a los 900 millones de dólares con una lenta recuperación en el tiempo, y actualmente se tiene que importar el diesel 2 con 50 partes por millón de azu-fre para abastecer el mercado de Lima y algunos departamentos del sur, y ello no es un buen negocio para Repsol.

Algunos extremistas del libre mer-

La frustrada participación del Es-tado a través de Petroperú en las acciones de Repsol en la refinería

La Pampilla, las estaciones de servicios de combustibles (grifos) y en la empresa responsable del envasado, distribución y comercialización de gas licuado de pe-tróleo, Solgás, ha demostrado el poder mediático y económico de la derecha que acusó al Gobierno de volver a sus raíces primigenias de la “gran transfor-mación”.

Con gran imaginación advirtió del inicio de un supuesto control del Estado en la economía, empezando por el mer-cado de combustibles y que se extende-ría a otros sectores poniendo en peligro el modelo económico. El fantasma del “chavismo” amenazaba los soportes del exitoso modelo económico peruano donde la iniciativa privada tiene un rol fundamental.

Se sostuvieron una serie de argu-mentos cada uno más descabellado, una serie de falacias ideológicas para descalificar la conveniencia de la posible compra de las acciones de Repsol en la principal refinería del país, con una capa-cidad teórica de refino de 105 mil barriles diarios calendarios. Esta se ubica en la ca-pital del Perú que es el principal mercado de combustibles del país, con una red propia estaciones y con grifos bandera asociados con más de 300 estaciones, y que representa una participación cerca-na al 43% en el mercado de combusti-bles.

Reconocidos economistas que no han investigado el sector de hidrocar-buros señalaban el carácter retrógrado, antieconómico e ilegal de la participa-ción del Estado en la refinería La Pam-pilla, pues supuestamente se daría paso a una posición de monopolio, cuando todo estudiante de economía sabe que no basta ser único productor de un bien para ser calificado como monopolio sino también debiera poder determinar y fijar el precio de los combustibles.

Evidentemente este no sería el caso de la refinería La Pampilla ni Talara que sumadas controlan el 85% de la produc-ción de combustibles, sobre todo de ga-solinas, turbo, diésel 2 y residuales, pues ninguna de las refinerías determina los precios, en razón que el precio interna-cional del insumo fundamental, el petró-leo crudo tiene referentes internaciona-les, sea el marcador WTI o el Brent.

En el caso del gas licuado de pe-tróleo (GLP), el principal productor es la empresa Pluspetrol con la Planta de Pisco

EN REALIDAD, NO SE PODRÍA PRESENTAR UNA POSICIÓN MONOPÓLICA CON EL CONTROL ESTATAL DE LAS DOS REfINERÍAS PERO SÍ UNA POSICIÓN DOMINANTE“ “Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos

Fuente: Lista de Precios abril 2013 - PETROPERÚ / OSINERGMIN / EIAMÁRGENES

Según el articulista, se demuestra la elevada rentabilidad que tendría Petroperú si participa en la producción de crudo y gas articulada a la refinación y distribución.

LA RENTABILIDAD CON LA INTEGRACIÓN VERTICAL

TEXTO: JORGE MANCO ZACONETTI*MáRGENES DE REfINO y COMERCIALIZACIÓN DE LA GASOLINA DE 90 OCTANOS

PRODUCIDO LOCALMENTE (ExPRESADO EN DÓLARES POR BARRIL)

94.3430

119.2356.6

175.83213.91

38.08

(1): Promedio enero-marzo 2013(2): Costo de producción promedio US$ 30 por barril de crudo en el Perú, incluye costos directos, regalías, depreciación y amortización.(3): Callao / S/. 7.31 por galón multiplicado por 42 = S/. 307.02 por barril (T.C ene-abr: 2.575) es igual a US$ 119.23 al25 de abril de 2013.(4): Es la suma del impuesto al rodaje, ISC e IGV. S/. 3.47 por galón multiplicado por 42 = S/. 145.74 (T.C ene-abr: 2.575)es igual a US$ 56.60(5): Es la suma del Precio Neto Petroperú y los Impuestos.(6): Promedio de las estaciones de serv icio y grifos formales en Lima a abril de 2013, según Osinergmin.

94.34

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119.23

56.6

175.83

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WTI (1)

Precio Neto Petroperú (3)

Precio ExPlanta

(5)=(3)+(4)

Impuestos (4)

Precio al Público Grifos (6)

Margen Bruto de Grifos

(7)=(6)-(5)*10021.66%Costo de

Producción (2)

OPINIóN

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cado incluso han sostenido la peregrina tesis que si Repsol no puede realizar la in-versión en la unidad de desulfurización, la refinería debería cerrar y el país debiera importar los combustibles que se requie-ren, para fomentar la competencia en el mercado de combustibles, ante los altos precios de los mismos en el mercado in-terno.

Es decir, se debiera cerrar la refinería y utilizar su infraestructura, tanques de almacenamiento para realizar las impor-taciones de combustibles. Esta posición desconoce la realidad del mercado de combustibles, y la responsabilidad del Estado frente a la seguridad energética y la promoción de políticas de valor agre-gado.

En esta perspectiva, el Perú no pue-de darse el lujo de cerrar la refinería La Pampilla, y satisfacer el mercado me-diante importaciones de diésel limpio de USA, de Chile o de cualquier otro país. Se debiera tener presente que desde el 2005 al 2012 tanto PetroPerú y en menor medida Repsol han realizado importa-ciones del diésel limpio con 50 partes por millón con un valor superior a los 7,060 millones de dólares. En tal sentido, cabe preguntarse con tales valores de importaciones que al final de cuentas lo asumen los usuarios, ¿cuántas refinerías modernas se hubiesen financiado?

Los combustibles no son cualquier mercancía, existe un elemento de segu-ridad energética y de otro lado la nece-sidad de apostar por políticas de valor agregado.

¿DÓNDEESTáLARENTABILIDAD?Para entender las desatadas pasio-

nes en la visceral oposición de los gre-mios empresariales a la posible compra de las acciones de Repsol 51.03% de la re-finería La Pampilla por parte del Estado, que incluía los grifos y la planta de GLP Solgás, sirva de ejemplo la cadena de valor en la formación de los precios por barril de la gasolina de 90 que en prome-dio en el 2012 ha tenido una demanda de 15,320 barriles diarios, constituyéndose en la más importante a nivel de gasolinas en el mercado interno.

Se ha tomado los precios promedio del crudo a nivel internacional (WTI) del período enero/marzo del 2013, y los pre-

cios vigentes en Lima al mes de abril del año en curso. Se ha realizado la conver-sión en barriles multiplicando los precios en galones por 42 para expresarlos en barriles, haciendo la conversión al tipo de cambio promedio en la fecha, y se pueda percibir dónde está la rentabilidad y los márgenes que explica la extre-ma codicia de los privados.

1.- El pre-cio referencial en el período enero/mar zo del WTI es de $us 94.34 el barril, incluso el petróleo prove-niente de los lotes X en Talara y Z-2B en el Zócalo Continental tienen un precio superior en razón de la calidad del crudo. Se debe considerar que los precios del crudo producido localmente tienen refe-rentes internacionales y PetroPerú tiene que abonar precios internacionales por un crudo que antes producía.

2.- De forma conservadora se asu-me un costo de producción de $us 30 el barril, costos que incluyen los costos di-rectos, regalías, amortizacio-nes, deprecia-ciones etc. In-cluso puede ser menor en algunas em-presas llegan-do a los $us 21 el barril.

3.- Con precios internacionales de $us 94.34 el barril y costos de $us 30 el ex-cedente o renta petrolera, es la diferencia que bordea los $us 64 el barril (94 me-nos 30), a los cuales habría que restar los costos financieros, el impuesto a la renta y otros costos que se cargan. Podemos estimar que la renta neta no es menor a los $us 40 el barril, de allí el interés de las empresas de retener los lotes petroleros de Talara.

Sea con una producción de 500 ba-rriles diarios o 3,000 barriles diarios el ne-gocio es rentable a pesar que las regalías

puedan ser del 50%. Esto demuestra que la rentabilidad de la actividad petrolera está en la producción de crudo y gas, así la misma sea marginal o en las condicio-nes de la Selva Norte.

4.- El precio de refinería de gasolina de 90 es de 119.23 dólares el barril a los

cuales hay que restar los 94.34 dólares del barril de crudo que constituye el prin-cipal insumo. Por tanto 119.23 menos 94.34 dólares resul-ta un diferencial de 24.89 dólares. A este margen la refinería tiene que deducir los costos de refino,

los gastos de ventas y administrativos más gastos financieros.

Dependiendo de la eficiencia refine-ra y de la calidad del crudo, lo cierto es que el negocio de la refinación es un ne-gocio de márgenes, de 3 a 5 dólares por barril a lo mucho.

De allí que la racionalidad econó-mica recomienda la integración entre la producción y la refinación, asegurado los

márgenes de la ren-ta petrolera con los pequeños márgenes del refino.

5.- El Estado por cada barril de gaso-lina de 90 octanos capta $us 56.6 lo que constituye el 32% del precio ex planta que suma los $us 175.83 el barril para los dis-tribuidores mayoris-

tas.Sea por concepto de rodaje (8%) del

precio neto de refinería, el impuesto se-lectivo a combustibles de 1.57 soles por galón y el 18% por concepto del IGV, todo ello multiplicado por 42 galones y convertido al tipo de cambio, da una par-ticipación estatal de $us 56.6 por barril.

Por tanto si PetroPerú vende a distri-buidores mayoristas a $us 119.23 el barril de combustibles el Estado le agrega $us 56.6 por concepto de impuestos, es de-cir esta participación fiscal constituye el 47% del precio neto de refinería. Ello to-

taliza un precio ex planta de $us 175.83 el barril.

6.- Los distribuidores mayoristas con sus diversas cadenas de combusti-bles sea Primax, Pecsa, Petroamérica etc. adquieren el barril de la gasolina de 90 octanos a 175.83 dólares y en las estacio-nes de servicios (grifos) el barril de este combustible se expende a un precio de 213.91 dólares el barril.

En tal sentido, se podría decir que el margen bruto de la distribución ma-yorista y minorista está en la diferencia del precio al público 213.91 dólares como promedio, según el listado publicado por el regulador Osinergmin, menos el precio ex planta al cual adquieren la ga-solina de 90 octanos (175.83 dólares el barril), lo que hace un margen de 38.08 dólares por barril comercializado.

7.- Al margen bruto de los grifos pro-medio de $us 38.08 por barril de gasolina de 90 octanos, se tienen que descon-tar los costos y gastos de venta más los gastos administrativos. Por todo ello no deja de ser rentable la comercialización minorista a pesar de la proliferación de las estaciones de servicios sobre todo en Lima Metropolitana, donde se ofrecen todos los derivados, y tales márgenes se incrementan enormemente si trata de la comercialización del GNV y del GLP au-tomotriz.

En resumen, se ha presentado la ca-dena de valor solamente para un deriva-do como la gasolina de 90 octanos, don-de se demuestra la elevada rentabilidad que tendría PetroPerú con la integración vertical, es decir con su participación en la producción de crudo y gas de los con-tratos de hidrocarburos próximos a su vencimiento, articulada a la refinación y a la distribución mayorista y minorista por medio de los grifos.

El gobierno debe entender a pesar de los intereses y codicia de los privados que la seguridad energética, el abasteci-miento oportuno de combustibles a ni-vel nacional en especial de la Amazonía, con precios competitivos, con combusti-bles limpios es una responsabilidad del Estado, de allí el imperativo de moderni-zar y fortalecer la petrolera estatal. ▲

*El autor es investigador de la Universi-dad Nacional Mayor de San Marcos.

EL GOBIERNO DEBE ENTENDER qUE LA SEGURIDAD ENERGéTICA, EL ABASTECIMIENTO OPORTUNO DE COMBUSTIBLES, ES UNA RESPONSABILIDAD DEL ESTADO“ “Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos

“ EN EStA PERSPECtIvA, EL PERÚ NO PUEDE DARSE EL LUJO DE CERRAR LA REfINERíA LA PAMPILLA, Y SAtISfACER EL MERCA-DO MEDIANtE IMPORtA-CIONES DE DIéSEL LIM-PIO DE EEUU, ChILE O DE CUALQUIER OtRO PAíS “

OPINIóN

“ EL PROBLEMA EN LA RE-fINERíA LA PAMPILLA ES QUE REPSOL NO EStá DISPUEStA A LA INvER-SIóN EN UNA PLANtA DE DESULfURIZACIóN DE MáS DE $US 900 MM CON UNA LENtA RECU-PERACIóN EN EL tIEMPO“

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ES UN PROCESO BASTANTE COMPLEJO y TITáNICO, AÚN MáS SI SE CONSIDERA qUE OTROS PAÍSES DE LA REGIÓN ESTáN INMERSOS EN ACTIvIDADES SIMILARES “ “PeruPetro SA

Fuente: Perupetro SA

Perupetro SA tiene clara la figura. Para atraer un importante capi-tal de riesgo en exploración en

este año, tiene que ofrecer las mejores condiciones que le permitan competir con países como Brasil y Ecuador que se encuentran inmersos en similares procesos. En este marco alista los de-talles de las bases, cronograma y mo-delo de contrato en nueve lotes oferta-dos offshore que estarán a disposición de las compañías interesadas desde el 31 de este mes.

“Es un proceso bastante complejo y titánico, aún más si se considera que otros países de la región están inmer-sos en procesos similares de otorga-miento de licencias, tal es el caso de Colombia, que recientemente culminó su Open Round 2010. Brasil también avanza en su 11ª licitación de áreas, a cargo de la Agencia Nacional de Pe-tróleo, mientras que Ecuador prepara un nuevo proceso de licitación para 10 bloques petroleros ubicados al sur oriente de la Amazonía”, expresa la compañía estatal peruana encargada de promocionar, negociar, suscribir y supervisar contratos para la explora-ción y explotación de hidrocarburos en el Perú.

En consecuencia, Perú debe com-petir con países de gran potencial pe-trolero, tarea nada sencilla, pero que “el país lo viene haciendo con buen pie hasta el momento”, indica.

Y es que el optimismo de Perupe-tro se basa en la historia, puesto que fue el artífice de la llegada de 60 em-presas petroleras en los últimos años, entre ellas: Talismán, Reliance, Korea National Corporation, SK, Perenco, Bur-lington, PetroVietnam, Repsol, Cepsa, Inpex y Ecopetrol.

Con una producción actual de 158 mil barriles diarios de hidrocarburos lí-quidos, el Perú aspira revertir el déficit en la balanza comercial de petróleo y convertirse en un exportador neto de

A fines de este mes se conocerán las bases, cronograma y modelo de contrato en nueve lotes ofertados. PeruPetro espera que con la llegada de más capital en los próximos años se inicie un nuevo boom del sector hidrocarburos.

SE EfECTÚAN PROCESOS DE SUBASTAS IMPORTANTES EN BRASIL y ECUADOR ESTE AñO

PERÚ SE ALISTA PARA COMPETIR EN LA ATRACCIÓN DE INVERSIÓN OFFSHORE


PEtRóLEO & gAS

MAPA DE LOTES DE CONTRATOS, CUENCAS SEDIMENTARIAS y áREAS NATURALES PROTEGIDAS

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crudo a partir de este año, periodo en el que empezará la explotación comer-cial del lote 67, a cargo de la compañía Perenco.

“En los siguientes años se incre-mentará la producción de hidrocar-buros en lotes donde hoy se ejecutan fuertes inversiones, por lo que cree-mos que el nuevo boom en el Sub Sector Hidrocarburos está por venir”, señala Perupetro en su página web.

La convocatoria de la Licitación Pública Internacional que se lanzará en estos días para la exploración y explo-tación de hidrocarburos comprende nueve lotes offshore ubicados en las cuencas Salaverry-Trujillo (Z-56, Z-57), Lima (Z-50), Lima-Pisco (Z-53, Z-54, Z-55) y Mollendo (Z-58, Z-59, Z-60). Se estima que representarán una inver-sión mínima de $us 450 millones de dólares para las empresas que se adju-diquen dichos lotes.

Luis Ortigas, presidente del direc-torio de Perupetro, precisó en declara-ciones a la prensa que en las próximas semanas se iniciará un road show por diversos países para promocionar el potencial de los lotes que forman par-te de este proceso de licitación

“En estas cuencas offshore existe información sísmica de buena calidad, la cual permitió definir las secuencias sedimentarias presentes, y se realizó investigaciones regionales de geoquí-mica y sismoestratigrafía. Además, en los nueve lotes se identificó prospec-tos con probabilidades para la explo-ración”, refirió.

A la fecha, hay 14 Contratos de Licencia vigentes para la exploración y explotación de hidrocarburos offs-

hore, de los cuales, dos se encuentran en etapa de producción, (Z - 2B- Savia Perú y Z-1-BPZ).

Las inversiones en el offshore pe-ruano en los últimos años ascendieron a $us 2,000 millones y se estima que en los próximos cinco años esta cifra se podría duplicar.

A su vez el dinamismo del sector hidrocarburos durante los últimos años generó $us 4,300 millones en ingresos para el Estado del Perú, por

regalías pagadas por los contratistas.“Alcanzaremos los 100 contratos

de exploración y explotación de hidro-carburos. No se trata de una cifra, sino también de las posibilidades que gene-rará la intensiva exploración en el país, y es seguro que en los próximos años seremos testigos de más hallazgos de crudo y gas, que permitirán incremen-tar los niveles de reservas. La confianza de los inversionistas es un baluarte en este logro”, resalta Perupetro. ▲

PEtRóLEO & gAS

EvOLUCIÓN DE LOS CONTRATOS vIGENTES DESDE 1974-2013 EN PERÚ

Fuente: Perupetro SA

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La “Ronda Suroriente” fue convoca-da por la Secretaría de Hidrocar-buros de Ecuador (SHE) a finales

de noviembre del año pasado para la licitación de campos petrolíferos en el sureste del país, con reservas calculadas entre 370 y 1.600 millones de barriles de crudo pesado (15 grados API), en la que prevén captar una inversión aproxi-mada que oscilará entre $us 1.000 y $us 1.200 millones.

Estas expectativas por aumentar la producción de petróleo y captar millo-nes de dólares en exploración de hidro-carburos, fueron analizadas por aboga-dos y expertos petroleros de Ecuador, quienes aseguran que urge la aproba-ción de estas licitaciones para reponer las reservas actuales de petróleo que solo alcanzarán para 10 años, si no se inicia las actividades de exploración y luego las de explotación.

Sin embargo, la nueva ronda que cerrará a mediados de julio próximo, se efectuará en medio de una dura opo-sición de grupos ambientalistas que temen por la contaminación de este sector de la selva, además de un mar-co regulatorio no muy confiable en su aplicación, según los entendidos en el tema.

La XI Ronda Petrolera comprende 13 bloques del suroriente ecuatoria-no, que están ubicados en la Cuenca Oriente, hacia el Sur de la misma y for-man parte de la Cuenca de Antepaís denominada POM (Putumayo - Oriente – Marañón.

Según la Secretaría de Hidrocarbu-ros de Ecuador (SHE) estos bloques son atractivos porque existen estudios del Instituto Francés del Petróleo que seña-lan la existencia de una franja potencial de reservas de petróleo en la Amazonía.

En este sentido, el abogado y ex-perto petrolero, Augusto Tandazo, señaló a Reporte Energía que actual-mente el sector de hidrocarburos en Ecuador atraviesa por un momento

de “peligro” porque las reservas en los campos de explotación dan solo para 10 años de producción.

Actualmente las reservas de este país suman 1.950 millones de barriles de petróleo y la producción diaria pro-medio se sitúa entre 510 mil y 520 mil barriles. Esto significa que en un deter-minado tiempo afectará el presupuesto del Estado, el cual depende del 40 % del petróleo.

“Si no iniciamos de manera urgente la explotación de estos nuevos bloques en el suroriente de Ecuador, entraremos en una crisis severa, porque no se toma-ron las decisiones correctas en su deter-minado momento”, apuntó Tandazo.

Ante este escenario, el experto pro-pone no solo sostener la convocatoria de los bloques del suroriente, sino ex-plotar las que ya están probadas, como las del bloque ITT (que están dentro del Yasuní)”, que tiene unos 900 millo-nes de barriles. “Ecuador no tiene que

renunciar al petróleo del ITT como de los bloques que se licitan en la ronda suroriente”.

Sin embargo, lamentó que este proyecto fue parado, puesto que en Ecuador existe una terrible oposición para que se trabaje en un área protegi-da. Pero hizo referencia al caso de Perú, donde operan en 15 áreas naturales y “no está desapareciendo su biodiversi-dad”.

Por su parte, el Gobierno ecuatoria-no, ha criticado duramente a los grupos que se oponen a la ronda petrolera y se comprometió a que los contratos que surjan de la licitación deberán cumplir con los más altos estándares de cuida-do ambiental y que una parte de la ren-ta que genere la actividad se quedará en las propias comunidades afectadas.

Por otro lado, el modelo de la con-tratación para estos proyectos se reali-zará bajo el contrato de prestación de servicios para la exploración y/o explo-

tación de hidrocarburos con tarifa fija, garantizando de esta manera un marco de seguridad jurídica para las empresas.

La característica principal de este contrato es que el Estado asigna un área o bloque a un contratista para que realice actividades de exploración y/o explotación y lo remunera por sus servi-cios prestados mediante el pago de una tarifa por cada barril producido.

Para el analista petrolero, Luis Cale-ro, el esquema de tarifa fija en el con-trato de prestación de servicios, es una gran ventaja para las empresas serias, puesto que tienen garantizado en el lar-go plazo la recuperación de sus costos y gastos más una utilidad razonable, con la ventaja de la amortización anticipada.

Sin embargo, apuntó que el “quid” del asunto, tanto para el Estado como para la empresa está en el monto de la tarifa y en las inversiones comprometi-das.

Si bien Calero califica como positivo

SI NO INICIAMOS URGENTE LA ExPLOTACIÓN DE ESTOS NUEvOS BLOqUES EN EL SURORIENTE DE ECUADOR, ENTRAREMOS EN UNA CRISIS SEvERA EN ESTE SECTOR“ “Agusto Tandazo, abogado y analista hidrocarburífero

Fuente: Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador.

Son 13 bloques del suroriente con reservas calculadas de hasta 1.600 millones de barriles de crudo pesado. Ecuador espera captar $us 1.200 MM de inversión. Actualmente cuenta con reservas de petróleo para 10 años.

LICITACIÓN CONvOCADA PARA MEDIADOS DE JULIO PRÓxIMO

NUEVA RONDA PETROLERA GENERA ExPECTATIVA DE INVERSIÓN EN ECUADOR


PEtRóLEO& gAS

El Suroriente ecuatoriano se encuentraubicado en las provincias de Pastaza y Morona Santiago que limitanal Sur y Sureste con la República del Perú. El Gobierno Nacional a través de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) y el Comité de Lici-tación Hidrocarburífera (COLH) resolvió la designación de los bloques 22, 29, 70, 71, 72, 73, 77, 79, 80, 81, 83, 84, 87 para formar parte del proceso licitatorio internacional.

RONDA ExPLORATORIA SURORIENTE DE ECUADOR

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PEtRóLEO & gAS

OPINAN ExPERTOS DE ECUADOR

Luego de la vigencia de la actual Consti-tución (octubre de 2008) se suponía que habría una sig-nificativa reforma legal y reglamen-taria, con el consecuente impacto en los contratos petroleros, pero ello no fue así, puesto que a más de algunas reformas institucionales, el único cam-bio en la normativa legal fue la modifi-cación de los contratos de prestación de servicios para la exploración y ex-plotación de hidrocarburos.Estos se flexibilizaron para que pudie-ran utilizarse también en campos en producción y por una tarifa fija, que incluye la amortización anticipada de una parte de las inversiones compro-metidas, ya que dicha tarifa se paga a partir del primer barril de producción.

Actualmente las re-servas son de 1.950 millones de barri-les de petróleo y la producción diaria promedio está entre 510 mil y 520 mil barriles. Con la ronda exploratoria el primer barril de petróleo saldrá recién en siete años.Ecuador se está gastando actualmen-te 440 millones de dólares mensuales en importación de derivados de pe-tróleo. El monto de subsidio registró 2.555 millones de dólares en el 2011. Ante este escenario la ronda petrolera suroriente es la opción para captar ma-yor inversión para la exploración. Aparte, el gobierno de Ecuador tiene que explotar el bloque ITT, puesto que las reservas son mayores compa-radas con las del suroriente.

‘NO hUBO UNAREfORMA LEGAL’

‘ECUADOR DEBE ExPLOTAR EL ITT’

Luis Calero/Analista petrolero

Augusto Tandazo/Analista del sector hidrocarburos

ese tipo de contratos, desconfía que se cumpla en la práctica, porque existe el antecedente de que en la renegocia-ción de los contratos petroleros se bus-caba el propiciar una mayor inversión y producción por parte de las empresas privadas, pero luego de más de dos años los resultados no condicen con las expectativas oficiales.

“El único cambio tangible, que in-tentaron ejecutar los gobiernos ante-riores y no pudieron hacerlo, es la par-ticipación de compañías privadas en la operación de los campos a cargos de la empresa estatal, camufladas en un con-trato de servicios específicos (reservado para la empresa estatal)”, apuntó el ana-

lista energético.Ante el posible riesgo de que los 13

bloques no sean atractivos para los in-versionistas petroleros, la SHE anunció que tiene listo un “Plan B”.

“Los campos que queden sin licita-ciones serán incluidos en futuras rondas petroleras o se los pondrá en considera-ción para la asignación directa con em-presas estatales conforme lo establece la Ley de Hidrocarburos y su Reglamen-to de aplicación”, señaló la entidad. ▲

EvOLUCIÓN DE LOS TIPOS DE CONTRATOS EN ECUADOR

DéCADASDELOS60Y70. Contrato de concesión y asociación.DéCADADELOS80. Contrato de pres-tación de servicios con costos reembol-sables.DéCADADELOS90. Contratos de parti-cipación en la producción.2010.Contrato de prestación de servi-cios con tarifa.

CONTRATACIÓN VIGENTE. La con-tratista determina y oferta las tarifas que considera necesarias para la ope-ración del campo durante toda la vida del mismo siempre que se encuentren dentro de los rangos de rentabilidad entre el 15% y 30%. Mientras mayor sea la producción del campo menor es la tarifa.

la presentación de la Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador





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El escenario internacional en el campo de la energía y los recursos naturales no renovables muestra

siempre una fascinante dinámica en la que se combinan elementos de geo-po-lítica, economía, tecnología y cuestiones sociales.

En los últimos tiempos, las tenden-cias predominantes que hemos podido observar en la industria hidrocarburífera las encontramos en primer lugar entre las NOC (siglas en inglés de empresas esta-tales – National Oil Companies-).

Así observamos una actuación cre-ciente de esas empresas en la arena in-ternacional, no ya sólo por su interacción con las IOC (empresas multinacionales – International Oil Companies-) como anfitriones o contrapartes contractuales en sus respectivos países de origen, sino también por su creciente internaciona-lización. Algo que Petrobras, Petronas, Sonatrach y otras ya habían iniciado hace una década, está ahora expandiéndose entre las empresas estatales de Medio Oriente.

Ese el caso de Qatar Petroleum (QP), por citar algunos, adquirió importante participación accionaria en empresas de clase mundial, como Shell y Total; tam-bién la compra de parte de Centrica plc. y Qatar Petroleum International (QPI), (el brazo internacional de QP) de la mayoría de los negocios de gas natural conven-cional y crudo de Suncor Energy en la Cuenca Sedimentaria Occidental de Ca-nadá.

QP está negociando también con otros grandes actores, como Exxon, el desembarco en Estados Unidos en el campo de los no-convencionales. Dis-poner de producción propia en Norte-américa podría darle la posibilidad de convertir las terminales de regasificación Golden Pass Terminal y Elva Island, de QatarGas en plantas de licuefacción para la exportación de LNG. De hecho hay 15 solicitudes de permiso de ese tipo de plantas pendientes de aprobación por el regulador(!).

Por otro lado QP está también lle-vando a cabo acciones para posicionarse en países de África Central, donde estaría planeando adquirir concesiones.

Por el lado de la demanda, China e

India se consolidan cada vez más como los grandes reguladores del pulso del mercado, seguidos de cerca por Japón y los tigres del Sudeste Asiático, hambrien-tos de fuentes de energía.

El tsunami de Fukushima de 2011 ha provocado la total reconsideración de la matriz energética nipona (y del mundo), alejándose de la nuclear y acercándose al gas natural y los renovables.

Europa no ha dejado de ser el cam-po de batalla central del gas natural. Ante los altos precios que caracterizaron la década pasada y la posición dominante de Gazpron sobre el continente, la ten-dencia apuntaba hacia la “communitari-sation” para la centralización de la polí-tica exterior común en la regulación del mercado (impulsada sobre todo por los países del Este del bloque). Esto podría haber traído sinergias.

Hoy, ese enfoque dio paso a una vuelta a la lógica intergubernamental (de origen más liberal). La energía es uno de los aspectos en el que los países europeos todavía tienen competencias compartidas con la Unión. ¿Qué ha pa-sado? La otrora poderosa empresa rusa está perdiendo la prevalencia que tenía, en razón de: i) sus propias limitaciones de management ; ii) la caída de su pro-ducción y reservas, iii) una oferta cada vez más abundante de gas en el mundo, sobre todo como LNG, y la consecuente disminución de precios; iv) la creciente independencia de algunos países –como Polonia- de procurarse su propio suministro sin depender del “caño ruso” y la aparición de interesantes perspecti-vas de hidrocarburos no convenciona-les también en el Viejo Continente. Es importante destacar que los precios del carbón cayeron considerablemente.

El auge del shale y el tight en el mundo, ha surgido de forma paralela con la apari-ción de nuevos actores en el concierto mundial de países con potencial productivo ga-sífero (como Mozambique), como los del Levante y zonas aledañas: Chipre, Israel, Líba-no, Turquía y Grecia; y otros países que por determinadas circunstancias políticas vuel-ven a estar en la palestra y concitan la atención del mer-cado: Libia, Egipto, Sudán del Sur, entre otros.

AMéRICASEn esta parte del mundo también

observamos hechos relevantes en la industria. Descendiendo de Norte a Sur, Canadá sigue en el ojo de la tormenta por la explotación de petróleos pesados y ultra-pesados proveniente de la región Occidental del país. Existe presión inter-nacional para declararlos “hidrocarburos sucios”, lo que podría implicar cierre de algunos mercados, además del daño en la imagen de las empresas operadoras.

Como hemos visto, Estados Unidos se encamina no sólo a la independencia hidrocarburífera, sino que podría superar a Rusia y Arabia Saudita como el mayor productor mundial de petróleo para el 2017.

En México, la elección de Peña Nie-to ha relanzado la necesaria apertura a capitales extranjeros en la industria hidrocarburifera, que –como sabemos- necesitará una reforma constitucional, pero los aires de cambio, están empe-zando a fluir, modificando la mentalidad de los mexicanos frente a la apertura de Pemex, incluyendo a los poderosos sindi-catos. Esta tendencia ya está atrayendo la atención de los jugadores de las grandes ligas. De concretarse, el crecimiento del sector podría implicar el crecimiento de

hasta un punto en el PBI. Colombia, junto a Perú, se convirtió

en uno de los grandes protagonistas de la mayor atracción de inversiones en Sudamérica en los últimos años. Las po-líticas de modernización del sector, con organismos reguladores independien-tes, garantía de seguridad en las opera-ciones y respecto de las reglas de juego son claves de esa privilegiada situación.

Por el contrario, y como contracara de esas políticas, Venezuela y Argentina languidecen viendo como sus reservas permanecen bajo tierra por la aprensión que sus políticas populistas, falta de se-guridad jurídica, rumbos confusos en política económica y excesivo interven-cionismo provoca en los inversores.

OTRASTENDENCIASACTuALESDentro del popurrí de cuestiones

que señalamos, no podemos dejar tam-bién de mencionar como tendencias, los incesantes desarrollos tecnológicos, tanto en las mejoras de actividades ya establecidas (como el uso de fibra óptica para sísmica y los adelantos en modelaje de reservorios), como de productos total-mente novedosos como las tecnologías y nuevos fluidos para el fracking.

Los temas socio-ambientales no dejan de tener gran relevancia, con las preocupaciones por los derechos huma-nos de comunidades locales e indígenas; las incertidumbres de la explotación de los hidrocarburos no convenciona-les (sobre todo por el uso del agua); las exigencias de mayor transparencia y control, dentro de las empresas y los gobiernos en la administración del go-vernment take; las graves cuestiones de seguridad en países del Norte y Centro de África, provocadas por resurgimientos

nacionalistas, y separatistas y brotes de fundamentalismo religioso; y los ecos del desas-tre de Macondo que provocó cimbronazos en el campo de la seguridad industrial, sa-lud y ambiente, el control de la calidad de gestión de los contratistas, los seguros y los esquemas contractuales de asignación de responsabilida-des. ▲

* Dario Arias, Senior Legal Counsel (Projects) Qatar Pe-troleum, consultor y director de www.resourcesec.com

EEUU AvANZA A LA INDEPENDENCIA hIDROCARBURÍfERA y PODRÍA SUPERAR A RUSIA y ARABIA SAUDITA COMO MAyOR PRODUCTOR MUNDIAL PETRÓLERO EL 2017 “ “Dario Arias, Senior Legal Counsel (Projects) Qatar Petroleum, consultor y director de resourcesec.com

Darío Arias

El autor, quién radica en Qatar y es miembro del Consejo Consultivo del IGEF, explica que en la actualidad muchas empresas estatales del sector hidrocarburos se están asociando con sus similares privadas multinacionales.

TENDENCIAS EN EL ESCENARIO MUNDIAL

TEXTO: DARíO ARíAS *

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Producción de Gas Nat. 1990-2040 -USA (tcf)

Fuente: USA EIA

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En el marco de la IX versión de Ar-gentina Oil & Gas Expo 2013, se de-sarrollará el II Foro de la Industria de

los Hidrocarburos en el que se reunirán expertos nacionales e internacionales que brindarán el más completo y actuali-zado cuadro de situación de la actividad energética, con foco en la exploración, desarrollo y producción de recursos no convencionales.

La cita a realizarse del 7 al 10 de octu-bre de este año en Buenos Aires, Argen-tina, es organizada por el Instituto Argen-tino del Petróleo y del Gas (IAPG) tiene el lema “Recursos No Convencionales: un nuevo horizonte energético”. Se anuncia conferencias y mesas redondas integra-das por referentes de la industria de los hidrocarburos a nivel nacional y mundial.

En este contexto, la temática “Visión de las Empresas de Servicio y Provee-doras Locales e Internacionales”, estará presente con el debate de temas estra-tégicos como la capacidad de reacción para responder al elevado crecimiento de la demanda de insumos, servicios, equipamientos e instalaciones, como así también tecnologías en desarrollo y su aplicación en la Argentina.

Asimismo, se analizará la visión de las empresas operadoras para el liderazgo en la explotación de los reservorios no convencionales, incluyendo casos de estudio de experiencias llevadas a cabo en shale gas y shale oil; la evaluación del

potencial de las cuencas sedimentarias y la cuantificación de recursos asociados a estos reservorios en Argentina.

También se abordará el desarrollo y la evolución de yacimientos tipo “facto-ría”, entre otros.

A su vez, se contará con tópicos re-lacionados a los Recursos No Conven-cionales: con temas centrales como el Medio Ambiente, la Responsabilidad So-cial, los Recursos Humanos, la necesidad y capacitación del Recurso Técnico y la participación del Gobierno.

En este marco, se debatirá el impac-to económico social en Argentina para el desarrollo de los recursos no conven-

cionales, la demanda de profesionales y técnicos a futuro y el acompañamiento político del gobierno para encarar estos desafíos, entre otros.

Por otro lado en el área de exposi-ción Argentina Oil & Gas Expo 2013 se ofrece espacios para negocios y capaci-tación en diferentes contextos para las “Charlas Técnicas de Expositores” que se transformarán en foros de presentación, para que continúen en encuentros de

networking. A su vez se busca impulsar a los

expositores a proponer charlas en sus propios stands como en estos espacios cerrados y semi-abiertos que propone la organización.

De igual forma se contará con con-ferencias magistrales dictadas por exper-tos del área de negocios, dirigidas a la Alta Dirección con un enfoque dirigido más hacia el negocio que a lo técnico. ▲

SE ANALIZARá CASOS DE ESTUDIO CON LA vISIÓN DE EMPRESAS OPERADORAS PARA EL LIDERAZGO EN ExPLOTACIÓN DE RESERvORIOS NO CONvENCIONALES“ “Instituto Argentino del Petróleo & Gas

En el Foro se analizará la visión de las compañías operadoras en su rol de liderazgo en la explotación de los reservorios no convencionales en Argentina.

Las empresas de servicio tendrán un acápite especial en el debate sobre respuesta a la demanda existente.

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La IX versión de la cita ofrece más espacios y oportunidades para negocios y capacitación en diferentes con-textos de la industria de los hidrocarburos. Reporte Energía es medio asociado del evento petrolero.

EL ENCUENTRO SE LLEvARá A CABO DEL 7 AL 10 DE OCTUBRE PRÓxIMO EN BUENOS AIRES

RECURSOS NO CONVENCIONALES, TEMA PRINCIPAL DE ARGENTINA OIL & GAS 2013


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Como es tradicional en la Expo, se contará con un área donde las em-presas podrán hacer demostraciones prácticas de sus equipos, con parti-cipación de invitados y del público asistente, denominado “La Industria en Movimiento”.

A ello, se suma rondas de nego-cios para que las Pymes encuentren un espacio en el cual desarrollar sus propuestas a los grandes clientes.

Un dato interesante de la Expo es que se tendrá un espacio de encuen-tro para profesionales que desean in-gresar a la industria y los especialistas

en captar talentos de las compañías.Habrá también un sector destina-

do a las universidades, para que pre-senten sus carreras de grado, especia-lizaciones y posgrados dirigidos a la industria de los hidrocarburos.

Por otro lado, se anuncian con-ferencias relacionadas a las buenas prácticas de las empresas del sector y talleres para que las compañías ex-positoras implementen una estrategia de marketing específica que les per-mita optimizar su participación en la muestra con el fin de mejorar los re-sultados comerciales.

MÁS NOVEDADES DE LA ExPO

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Si bien el gobierno brasileño descar-tó para el 2013 un racionamiento eléctrico, Mónica Souza, consultora

especialista en electricidad de Gas Ener-gy, indicó que existen cuatro desafíos que actualmente este sector encara para acompañar el crecimiento de la deman-da y sobrellevar los percances meteoro-lógicos que afectan el desempeño de las hidroeléctricas, principal fuente de gene-ración con más de un 75%.

Como primer desafío, Souza hizo referencia a la actual problemática de los bajos niveles en los embalses hidroeléc-tricos y señaló que es necesario un ma-nejo óptimo de los mismos, tomando en cuenta “la tasa de avance de carga y las incertidumbres meteorológicas”.

Luego, destacó el cambio realiza-do en la manera de planificar el sector hidroeléctrico, utilizando una curva de aversión al riesgo plurianual que con-templa las condiciones de los embalses y el sistema para un horizonte de cinco años, en vez de la curva bianual que es-taba vigente.

Otro cambio suscitado en el sector eléctrico brasileño ha sido el reconoci-miento de todos los actores de la ne-cesidad de expansión de la generación térmica con gas y carbón que serán un soporte a los problemas de oferta en la generación hidroeléctrica.

Fruto de esta nueva mentalidad, en el segundo semestre de este año se celebrará en Brasil la subasta A-5 para habilitar nuevas plantas de generación térmica.

El cuarto desafío planteado por Souza tiene que ver con la industria del gas natural y la necesidad que tienen las termoeléctricas de un panorama más flexible en el suministro de este recurso frente a los compromisos take or pay que se tienen actualmente en este sector.

“Con la creciente oferta de gas natu-ral disponible en el mercado a partir de 2016, habrá la necesidad de un compro-miso entre los dos sectores de la viabili-dad de un uso que se configura como

un ancla importante para el desarrollo del mercado y la infraestructura del gas natural”, puntualizó.

TERMOELéCTRICASSALVARáNABRASILDERACIONAMIENTO

Después de un verano con un pe-riodo de lluvias desfavorable para los embalses de las hidroeléctricas en Brasil, el 2013 estará marcado por un alto nivel de despacho de energía térmica que pa-liará la reducida oferta de la generación

hidráulica y evitará el riesgo de un racio-namiento eléctrico.

De acuerdo a los datos presentados por Souza, en estos primeros cuatro me-ses del año ya se puede observar esta tendencia, en el que prácticamente se duplicó la oferta térmica en compara-ción a otros años en el Sistema Interco-nectado Nacional (SIN).

El promedio mensual de despacho termoeléctrico en este periodo fue, aproximadamente, 10 GWmed, mien-

tras que en 2012 el mismo alcanzó 5,4 GWmed para el mismo periodo. Ade-más, entre 2009 y 2011, la generación fue siempre inferior a 4 GWmed.

Por su parte, la generación hidráu-lica en este periodo tuvo un descenso de 12,5%, pasando de un promedio de 39627,4 GWh en el 2012 a 34592,0 GWh en el 2013, según datos del Operador Na-cional del Sistema Eléctrico (ONS).

En cuanto a los embalses, hasta di-ciembre del año pasado, la especialista indicó que los mismos solamente se llenaron en un 35%. Esto representa un nivel incluso inferior a lo observado en el 2001, año en el que ocurrió un raciona-miento eléctrico en Brasil.

Sin embargo, aseguró que no exis-te un riesgo de una crisis similar a la del 2001, ya que en la última década el par-que termoeléctrico brasileño se ha más que duplicado, pasando de una capaci-dad instalada de 13.183 MW (megavatios) en el 2002 a 31.244 MW en el 2011.

“Tal expansión ha aumentado de manera significativa la capacidad del sis-tema para compensar periodos hidroló-gicos desfavorables”, añadió. ▲ 2013 2012 %

Ene 34407,32 39616,98 -13,15% Feb 33022,89 39370,01 -16,12% Mar 36412,60 42602,80 -14,53% Abr 34525,51 36919,92 -6,49%

2013 2012 %Ene 8791,34 1879,60 367,72% Feb 7904,80 2148,38 267,94% Mar 7819,24 2839,28 75,40% Abr 7223,69 4225,31 70,96%

NO ExISTE UN RIESGO DE UNA CRISIS SIMILAR A LA DEL 2001, yA qUE EN LA ÚLTIMA DéCADA EL PARqUE TERMOELéCTRICO SE hA MáS qUE DUPLICADO“ “Mónica Souza, especialista en electriciad de Gas Energy

Más del 75% de la generación eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN) brasileño depende de las hidroeléctricas.

Fuente: Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil

Hasta diciembre del 2012 los embalses alcanzaban un nivel más bajo que el registrado en 2001, año de racionamiento eléctrico; sin embargo se descarta una situación similar gracias al incremento de la oferta térmica.

GESTIÓN, PLANIfICACIÓN, IMPORTANCIA DE TERMOELéCTRICAS y GAS

BRASIL AFRONTA CUATRO DESAFÍOS PARA MEJORAR DESEMPEñO ELéCTRICO


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página web de la ONS www.ons.org.br





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La reciente subasta de bloques en tierra y costa afuera realizada por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas

Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil, demostró que el país volvió a ser con-fiable después de cinco años de incer-tidumbre causados por el debate entre el modelo económico y la necesidad de atraer inversiones en el upstream, no solo para desarrollar el Pre-Sal, si no los blo-ques con gran potencial de hidrocarbu-ros líquidos en el norte y noreste del país y en cuencas sedimentarias no tradicio-nales con mayor presencia de gas natural.

La apuesta de las majors o grandes operadoras globales en esta undécima ronda ha sido clave para asegurar inver-siones mínimas en exploración por más de 3,5 mil millones de dólares en los próximos años, lo que cambia la configu-ración del mapa hidrocaburífero del país y muestra la confianza de los inversionis-tas gracias al buen clima que muestra el país, según coincidieron analistas consul-tados por Reporte Energía durante la jor-nada de subasta en el hotel Golden Tulip de Barra, mientras un reducido grupo de activistas manifestaba su contrariedad por la subasta en las puertas del mismo custodiado por decenas de polícias y se-guridad privada.

De los 289 bloques ofertados, 142 fueron rematados exitosamente, según el anuncio oficial de Magda Chambriard, directora general de la ANP, quien ade-más informó que de los 155,8 mil kilóme-tros cuadrados puestos en oferta, 100,4 mil fueron rematados.

La opinión generalizada de los al-tos ejecutivos de las empresas, fue de optimismo por las características de los 289 bloques puestos en subasta por la

agencia, muchos de los cuales están ubicados en cuencas con bastante infor-mación y los demás deberán someterse a campañas de adquisición sísmica para completar la información existente. Los resultados de la subasta descartaron al-gunos pocos bloques, pero finalmente consolidaron el interés por las cuencas más atractivas tanto en aguas someras como profundas, donde empresas como ExxonMobil, Total y BP hicieron apuestas

importantes marcando su retorno al es-cenario petrolero brasilero después de un largo período de ausencia.

Sin embargo, la sorpresa la dieron las compañías brasileras como OGX, Petra, Ouro Preto, Queiroz Galvão Exploração e Produção que van solas o asociadas a Petrobras u otras compañías internacio-nales, pero que se lanzan a la arena ex-ploratoria con agresividad y confianza a pesar de los riesgos operacionales. ▲

El Gas Summit Latin America y el 19th Latin Upstream, realizados la semana del 13 al 17 de mayo, casi en paralelo con la 11va subasta realizada por la ANP, coincidieron en resaltar el nuevo escenario de inversión en el país.

UNDéCIMA SUBASTA DE áREAS CAMBIA EL ESCENARIO PETROLERO EN BRASIL

BRASILERAS Y GRANDES OPERADORAS SON LAS ESTRELLAS DEL FUTURO

TEXTO: MIGUEL ZABALA B.RIO DE JAnEIRO

La directora general de la ANP, Magda Chambriand y los miembros del directorio de la ANP anuncian los resultados de la undécima subasta de bloques en Brasil.

La ANP registró a 64 empresas interesadas en participar de la subasta.

Si bien las empresas que no gana-ron bloques exploratorios en la undéci-ma ronda de licitaciones de bloques ex-ploratorios en Brasil se quedaron con la intención de hacerlo, muchas manifes-taron que seguirán participando en las próximas subastas de este mismo año, previstas para octubre y noviembre.

La 12va ronda de octubre está en-focada solamente en bloques en tierra (onshore), pero con atractivas perspec-

tivas para gas natural, según la ANP. En tanto que la subasta de noviembre es-tará enfocada exclusivamente en el Pre Sal.

La seguridad jurídica, los modelos de concesión y asociación y el am-biente de inversión y crecimiento de la demanda en el país, configuran un escenario confortable para la inversión según analistas del sector como Alfredo Renault de ONIP.

EMPRESAS APUESTAN EN UN MARCO DE SEGURIDAD

LA 11vA RONDA DE LA ANP fUE TODO UN éxITO PORA LA DIvERSIDAD y TAMAñO DE LAS EMPRESAS qUE PARTICIPARON. EL RETORNO DE LAS MAJORS y LAS LOCALES SON CLAvES“ “Alfredo Renault, Superintendente ONIP, Brasil

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Carlos Delius presidente de la CBHE participa del 19th Latin UpstreamEl Gas Summit Latin America en su décmia versión

Winston Wus de PeruPetro promociona la primera Ronda Offshore de su país en el Latin Upstream de GP&P

Durante la semana del 13 al 17 de mayo se realizaron en Rio de Janeiro tres eventos importantes para el sector petrolero brasileño e internacional, de os que participó activamente Reporte Energía.

En su décima edición el Gas Sum-mit Latin America, organizado por IBC, realizó un seminario pre-congreso so-bre el contexto y viabilidad del gas no convencional en América Latina, en el que se destacó la urgencia de adecuar los marcos legales de los países con re-servas estimadas de este tipo de hidro-carburos, salvando las cuestiones am-bientales que están jugando un papel clave por la aplicación de tecnologías de fracturación y que son cuestionadas por ambientalistas y defendidas por ex-pertos de la industria.

Las conferencias se enfocaron en los escenarios de producción, comer-cialización y precios del gas natural en la región y el crecimiento de los mer-

TODOS DETRÁS DE LOS NUEVOS NEGOCIOS

cados. Se dijo que la participación del shale gas podrá resolver la crisis de la matríz energética en muchos países, por lo que se debe adecuar los marcos regulatorios y las condiciones de inver-sión en este tipo de reservas.

En tanto que el 19th Latin Upstream, organizado por Global Pacific and Part-ners de Sudáfrica, destacó las expectati-vas de las empresas en las nuevas opor-tunidades que ofrece Brasil y la apertura de los mercados de Colombia y Perú a la inversión exploratoria. En el evento participó Carlos Delius de la CBHE.

ESPECIAL

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El oleoducto Bicentenario, que fun-cionará en el este de Colombia, está listo para completar la prime-

ra fase y está programado para entrar en línea en julio próximo con una capa-cidad de transporte inicial de 120.000 barriles de petróleo por día (bdp).

Además, el oleoducto será el más grande del país, puesto que alcanzará una longitud de 960 kilómetros y tendrá una capacidad total de 600.000 bdp, de acuerdo a los datos proporcionados por la compañía a Reporte Energía.

Este megaproyecto entrará en operación en medio de una gran ex-pectativa en Colombia, porque la obra solucionará la falta de infraestructura de

transporte, considerada por la compañía como el gran “cuello de botella” en su país, puesto que por este motivo se fre-na actualmente la producción de 30.000 bpd de crudo.

Al respecto Fernando Gutiérrez, ge-rente general de la sociedad colombia-na Oleoducto Bicentenario, señaló que la primera etapa de la obra se inició en septiembre de 2011 con la construcción del un oleoducto de 230 Km de largo y 42 pulgadas de diámetro entre las esta-ciones Araguaney y Banadía.

La estación de bombeo Araguaney está ubicada en el departamento de Casanare, donde se aumentó la capaci-dad de bombeo y almacenamiento con la construcción de dos tanques para 300.000 barriles (bls) de crudo en total.

La estación en Banadía del departa-mento de Arauca recibirá 120.000 barri-

LA OBRA SOLUCIONARá LA fALTA DE INfRAESTRUCTURA EN EL TRANSPORTE DE hIDROCARBUROS, CONSIDERADA EL GRAN CUELLO DE BOTELLA DE COLOMBIA“ “Fernando Gutiérrez, gerente general de la compañía Oleoducto Bicentenario

PEtRóLEO & gAS

La primera fase podrá inicialmente transportar 120.000 bpd de crudo. Alcanzará los 960 kilómetros.

BICENTENARIO OPERARá EN JULIO PRÓxIMO

COLOMBIA: ALISTAN EL OLEODUCTO DE MAYOR LONGITUD Y CAPACIDAD


SOCIEDAD. - Ecopetrol SA, Pacific Ru-biales Energy, Petrominerales Colom-bia Ltda., Hocol SA, Canacol Energy SA, Vetra Exploración y Producción SAS y Grupo C&C Energy (Barbados) Ltda, constituyeron la sociedad colombiana Oleoducto Bicentenario de Colombia SAS.

PROYECTO. Un oleoducto con una longitud de 960 Kms aproximada-mente, en diámetros de 42 y 36 pul-gadas, desde la estación Araguaney en el departamento del Casanare hasta el Terminal Marítimo de Cove-ñas en los departamentos de Sucre y Córdoba.

COMPAñÍA CONSTRUCTORA

Así se inició la construcción de los dos tanques de almacenamiento en la terminal de Coveñas.

Actualmente se alistan los últimos trabajos para concluir la construcción de los tanques de almacenamiento.

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les por día de petróleo provenientes de 25 campos del Casanare y 4 del Meta, los que serán entregados al oleoducto Caño Limón-Coveñas.

En la terminal Coveñas se construyó dos tanques de almacenamiento, cada uno con una capacidad de 600.000 bls.

“En esta fase, incluidas la línea y las dos estaciones, más el terminal de Co-veñas, estamos en el orden de los $us 1.686 millones en ejecución de los $us 4.231 millones del costo total”, estimó Gutiérrez.

El ejecutivo de Oleoducto Bicente-nario, detalló por otro lado, que la cons-trucción de esta primera fase, demandó a la compañía un gran despliegue logís-tico por el diámetro (42”) de la tubería utilizada en este proyecto, puesto que se trata de la más grande aplicada en este país.

Explicó que la movilización, manio-brabilidad y equipos demandaron gran-des máquinas con particulares especifi-caciones. Asimismo, se incursionó con la soldadura mecanizada en grandes diámetros con máquinas especializadas traídas por el contratista del continente europeo Sicim Spa.

Además se efectuaron 16 cruces de ríos de más de un kilómetro de distan-cia mediante perforación dirigida que

enmarcan igualmente la utilización de tecnología de muy alta calidad, destacó Gutiérrez.

Una vez entre en operación la pri-mera fase del Oleoducto Bicentenario, se iniciará la construcción de la línea de 740 Kilómetros de tubería entre 30” y 36”, con capacidad total de transporte de 450. 000 bpd.

Para ello se prevé la instalación de un nuevo sistema de bombeo en las estaciones de Banadía, Samoré, Toledo, Ayacucho; construcción de una estación reductora El Carmen y de una estación de bombeo en Peralonso; además de la ampliación en la estación de Araguaney. En la terminal Coveñas, se construirá tres tanques de almacenamiento de crudo, una línea submarina y un sistema offs-hore.

Los productores de petróleo de Co-lombia esperan ansiosamente el oleo-ducto, el cual junto a otros proyectos ayudarán a resolver los problemas de transporte vigentes. La producción pe-trolera de Colombia actualmente está por encima del millón de barriles por día. ▲

Los dos tanques de almacenamiento de la terminal de Coveñas son los más grandes de Colombia. Cada uno tiene una capacidad de albergar 600.000 barriles de petróleo.

La obra demandó la importación de equipos desde Europa. más fotos de la construcción del oleoducto bicentenario





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MAyOR USO DEL GNL EN LA GENERACIÓN PODRÍA IMPLICAR UNA ELEvACIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD, DEBIDO AL qUE EL PRECIO INTERNACIONAL DEL GNL SIGUE ALTO“ “Sebastián Bernstein, ex director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile

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La oposición ambientalista a la eje-cución de proyectos hidroeléctri-cos y de carbón para generación

eléctrica en Chile, provocarán mayor uso del Gas Natural Licuado (GNL) el 2016, de acuerdo a expertos chilenos consultados por Reporte Energía.

Según los entendidos en el tema, la generación eléctrica de Chile puede acompañar el crecimiento de la deman-da hasta el año 2015 con el ingreso de nuevas centrales de ciclo combinado, de carbón y eólicas. De acuerdo a datos del Ministerio de Energía de Chile, ingresará este año 1.800 megavatios de electrici-dad al Sistema Central (SIC).

Al respecto el ex director ejecuti-vo de la Comisión Nacional de Energía de Chile y socio de la consultora Synex, Sebastián Bernstein, expresó a Reporte Energía su preocupación por que no se ha inició ninguna central de base para

el suministro posterior a 2016. “Esto se debe a objeciones ambientales, oposi-ción social y judicialización que impidie-ron la realización de diversos proyectos hidroeléctricos y a carbón”, señaló.

En esta misma línea la gerente ge-neral de la consultora Energética, María Isabel González, señaló que el rechazo a este tipo de proyectos ha complicado el sector de generación en Chile.

A su vez para Bernstein, ante la falta de nuevos proyectos hidroeléctricos y de carbón, la alternativa es un mayor uso de GNL en los ciclos combinados existentes que operan con diésel y la interconexión entre el Sistema Interconectado del Nor-te Grande (SING) con el Sistema Central (SIC) que se prevé para 2019 y que podría inyectar excedentes de capacidad de ci-clos combinados del SING.

El distanciamiento entre los costos marginales del SIC y el SING es acentua-do, con más de $us 100 de diferencia. Los costos del SING hasta ahora son más ba-jos por el mayor uso de centrales a car-bón en detrimento de las generadoras

Analistas expresaron su preocupación porque existe un rechazo a diversos proyectos hidroeléctricos y de carbón que podrían garantizar el suministro desde 2016. Este año ingresarán 1.800 megavatios de electricidad al SIC de Chile.

LOS PROyECTOS EN GENERACIÓN CUBRIRáN SOLO LA DEMANDA hASTA EL 2015

OPOSICIÓN AMBIENTALISTA OBLIGARÁ A CHILE A DEPENDER MÁS DEL GNL


El proyecto HidroAysén levantó enorme oposición ambientalista en Chile. Ahora ya aprobado, solo esperan “luz verde” para la construcción de la línea de trasmisión.

ENDESA. Opera un total de 4.779 MW de potencia, lo que representa el 37% de la capacidad instalada en el mercado local. El 72,2% de la ca-pacidad instalada de Endesa Chile y sus filiales en Chile es hidráulica, el 27,4% es térmica y el 0,4% es eólica. COLBúN. Es controlada por el Gru-po Matte. Tiene una capacidad instalada de 1.274 MW de origen hidráulico y 1.236 MW de fuente térmica, lo que da un total de 2.514 MW. Colbún opera en el SIC, donde representa cerca del 28% del mer-cado. Su principal proyecto es Hy-droAysén, en el que participa junto a Endesa.AESGENER. Esta sociedad anónima abierta sirve al SIC a través de cuatro centrales hidroeléctricas de pasada, dos centrales termoeléctricas a car-bón y una central turbogas a petró-leo diésel.

GRANDES GENERADORAS

OPINIONES

HidroAysén tiene recursos explotables por 2.4000 GWh. Es un recurso reno-vable y afecta muy poco el ambiente y el paisaje. El problema principal radica en la oposición de buena parte de la opinión pública. No hacer Hidroaysén implica sustituirlo por termoelectrici-dad o por energía nuclear.

El sector generación está muy complica-do hoy día en Chile, ya que faltan pro-yectos nuevos en construcción que permitan abastecer la demanda de los próximos años. Hay un rechazo importante a los pro-yectos hidroeléctricos y termoeléc-tricos, como el caso de HidroAysén.

“hIDROAySéN AfECTA POCO”

“GENERACIÓN COMPLICADA ”

Sebastián Bernstein María Isabel González

en base a GNL, entre tanto las del SIC de-pende más de las centrales de embalse.

De acuerdo al informe anual de Elec-troconsultores de Chile, durante 2012 el costo marginal promedio en el SIC al-canzó los $us 188,8 el megavatios hora,

mientras en el SING, este llegó a $us 86,7.Según Bernstein, el mayor uso del

GNL en la generación eléctrica “podría implicar una elevación del precio de la electricidad, debido a que el precio inter-nacional del GNL sigue alto”. ▲

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hASTA AhORA TENEMOS MUy BUENOS INDICIOS DE PETRÓLEO PERO A LA fEChA NO hEMOS SACADO NI UNA GOTA DE ESTE RECURSO“ “Emilio Buongermini, ex director de Hidrocarburos del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay

PEtRóLEO& gAS

Las inversiones para exploración petrolera en Paraguay se reto-maron con un marco regulatorio

atractivo para las empresas privadas, según expertos consultados por Re-porte Energía, quienes aseguraron que el nuevo Gobierno que asumirá el man-do del país en agosto próximo debe mantener el buen clima de confianza con los operadores.

En diciembre de 2012 Paraguay anunció el retorno a la actividad explo-ratoria en la cuenca del Pirity, donde se estima la existencia de 150 millones de barriles de petróleo, volumen que po-dría representar el abastecimiento para unos 15 años de consumo. Además la compañía President Energy tiene pre-visto posteriormente ejecutar un pro-grama de perforación de seis pozos, fase que será iniciada el próximo año.

En el marco de este anuncio y del cambio del nuevo gobierno, ex auto-ridades y representantes de empresas privadas del sector hidrocarburos de este país, opinaron sobre los lineamien-tos de la nueva política energética y los desafíos emergentes de esta industria.

Al respecto, el ministro de la Se-cretaría Técnica de Planificación del Gobierno de Paraguay y también pre-sidente de la Cámara Paraguaya de Hi-drocarburos (CPH), Richard Kent, señaló que la política energética en el sector hidrocarburos debe facilitar al máximo las gestiones a las compañías que quie-ran invertir con “seriedad” en Paraguay.

“El mercado petrolero estará abier-

to a las compañías con manejo trans-parente de los permisos y concesiones, tras los resultados positivos que espe-ramos tener para la producción de gas y petróleo a corto plazo” avizoró Kent.

Asimismo, mencionó que la CPH mantuvo conversaciones con algunos funcionarios del nuevo Gobierno, en las que coincidieron sobre las rutas de gestión a seguir .

“Creo que van a seguir el mismo ca-mino, por lo que vamos ayudarles en lo posible para que puedan afianzar ese proceso. “Esperamos que se profundi-

ce con más entusiasmo la búsqueda de gas y petróleo”, dijo el representante de la entidad que aglutina a los empresa-rios privados del sector hidrocarburos de Paraguay.

A su turno, el ex director de Hidro-carburos del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, Emilio Buonger-mini, apuntó que el desafío del nuevo Gobierno a corto plazo es mantener la confianza en los actuales operadores para afianzar las inversiones en la ex-ploración.

Explicó que actualmente, en la

Cuenca del Paraná, ubicada en el su-deste de Paraguay, se tiene un contrato exploratorio con la firma estadouni-dense Dahava Petróleos vigente des-de el 2011. El trabajo ya está montado y en los próximos seis años se tendrán resultados.

De la misma manera, en la Cuenca de Pirity, donde recientemente la em-presa President Energy ha iniciado sus operaciones de sísmica, se estima que tenga resultados similares a los de la cuenca vecina de Argentina, dijo la ex autoridad de hidrocarburos de Para-guay.

Del mismo modo Buongermi-ni, considera que se consolidaron las reglas del juego para las operadoras privadas. “El desarrollo hasta ahora ha sido positivo”, afirmó para luego seña-lar, que en estos últimos años a la ca-beza de la Dirección de Hidrocarburos de Paraguay se renegociaron permisos, y se revisaron concesiones en base al marco regulatorio vigente.

De esta manera se transmitió segu-ridad al sector privado, aunque todavía no existen procesos de licitación, as-pecto que está condicionado a los re-sultados que muestren las actividades exploratorias. “Hasta ahora tenemos muy buenos indicios de petróleo pero a la fecha no hemos sacado ni una gota de petróleo”, apuntó Buongermini.

Con relación a los trabajos explora-torios, el ministro de la Secretaría Téc-nica de Planificación del gobierno de Paraguay, espera tener resultados po-sitivos en un corto plazo, considerando que las trabas para esta actividad de exploración petrolera y gasífera han sido superadas. ▲

Ex autoridades y representantes de empresarios privados del sector hidrocarburífero, opinaron sobre los lineamientos de la nueva política energética y los desafíos de las nuevas autoridades del área petrolera.

NUEvOS PROyECTOS

PARAGUAY CON ‘CLIMA’ FAVORABLE PARA INVERSIONES EN ExPLORACIÓN


La empresa Dahava Petróleos realiza actividades de exploración petrolera en la región del Chaco paraguayo.

“ “EL NUEvO DESAfíO DEL gOBIERNO A CORtO PLAZO ES MANtENER LA CONfIANZA EN LOS ACtUALES OPERADORES PARA AfIANZAR LAS IN-vERSIONES EN LAS AC-tIvIDADES DE ExPLORA-CIóN PEtROLERA

LA POLítICA ENERgé-tICA QUE SE tIENE EN EL SECtOR hIDROCAR-BUROS ES fACILItAR AL MáxIMO LAS gEStIO-NES A LAS COMPAñíAS QUE QUIERAN INvERtIR CON SERIEDAD EN EL PARAgUAY“ “

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Emilio Buongermini, analista energético. Richard Kent, presidente de la CPH.

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Encuentre la información oficial georeferenciada del Ministerio de Hidrocarburos y Energía - Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, AE - Autoridad de Electricidad y ENDE de todas las instalaciones y proyectos del sector eléctrico para el periodo 2012 -2013.

Con la garantía técnica del diseño y armado de GEOSYSTEMS Mapping Solutions y la gestión producción y coordinación del Equipo de Reporte Energía.

Reporte Energía presenta el primer Mapa de Sistemas eléctricos del Estado Plurinacional de Bolivia.

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INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

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LAS ExPECTATIvAS SON MUy BUENAS, POR CUANTO SE ESTá ASISTIENDO A UN SALTO CUALITATIvO y CUANTITATIvO DE LA BASE DE DATOS ExPLORATORIA DE URUGUAy“ “Administración Nacional de Combustible, Alcohol y Portland (Ancap)

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Estudios realizados en tres pros-pectos de la cuenca Punta del Este en Uruguay dan como resultados

un potencial de 320 Trillones de Pies Cú-bicos (TCF) de gas a partir de hidratos de metano, según datos proporcionados por la empresa estatal uruguaya Ad-ministración Nacional de Combustible, Alcohol y Portland (Ancap).

El hidrato de metano constituye una fuente de energía alternativa y se trata de una mezcla cristalizada de agua y gas natural que ocasiona un fenóme-no particular en el que el hielo arde. Se descubrió su presencia hace más de dos siglos, pero recién en los últimos años se profundizó su estudio.

Técnicamente la producción de este recurso es más complejo que la de gas de esquisto, sin embargo es consi-derado por algunos científicos como un recurso revolucionario, ya que está distribuido en todo el mundo y su po-tencial es enorme. Hasta la fecha Japón es el único país que ha logrado extraer gas a partir de hidratos de metano que alberga el lecho marino de la penísnula de Atsumi.

Aparte del hidrato de metano, el potencial de recursos prospectivos en-contrados en la cuenca uruguaya, tam-bién incluyen 1.570 millones de barriles de petróleo equivalente (MMBOE). “Las estimaciones realizadas sobre poten-ciales reservas cubrirían en exceso las necesidades de Uruguay, actualmente de unos 45.000 barriles de petróleo por día”, añade la estatal.

Cabe señalar que después de 36 años de inactividad exploratoria, Uru-guay ha vuelto al mapa petrolero inter-nacional. Actualmente, cuatro petrole-ras de talla mundial (Las británicas BP y BG, la irlandesa Tullow Oil y la francesa Total) realizan trabajos de búsqueda de hidrocarburos costa afuera (offshore) en ocho bloques exploratorios.

La inversión asociada a estas ope-raciones está valorada en $us 1.562 mi-

llones y comprende actividades y tec-nologías nunca experimentadas en la historia exploratoria de este país.

“Las expectativas son muy buenas, por cuanto se está asistiendo a un sal-to cualitativo y cuantitativo de la base de datos exploratoria de Uruguay y por ende del conocimiento de la geolo-gía de las cuencas offshore”, destaca Ancap.

Los trabajos exploratorios incluyen más de 33.000 kilómetros cuadrados (Km2) de sísmica 3D, 13.000 km2 de electromagnetismo 3D, 3.000 km de sísmica 2D y muestreos de fondo mari-no para los primeros tres años de explo-ración. También existe el compromiso para la perforación de un pozo explo-ratorio en aguas ultraprofundas (lámina de agua mayor a 2000 metros) para el año 2015, a cargo de Total. ▲

Después de 36 años de inactividad exploratoria, los trabajos avanzan en este sector y generan grandes expecta-tivas. Cuatro empresas realizan actualmente actividades de búsqueda de hidrocarburos en ocho áreas offshore.

CUENCA PUNTA DEL ESTE

URUGUAY CALCULA TENER 320 TCF DE GAS A PARTIR DE HIDRATOS DE METANO


Uno de los barcos que realiza sísmica 3D en las cuencas marinas de Uruguay.

PLANTA DE GNL EN COSTA PROCESARÁ 10 MMMCD

El gobierno uruguayo anunció a mediados de este mes que el grupo francés GDF Suez ganó la licitación para la construcción de una planta de regasificación de gas natural licuado (GNL) en la costa de Montevideo, por un monto de $us 1.125 millones.

La planta procesará 10 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y recibi-rá en el mediano plazo ocho buques metaneros de 150.000 metros cúbicos al año. Se prevé su puesta en marcha el primer trimestre del 2015.

Tendrá una capacidad de almace-namiento de 267 millones de metros cúbicos y se construirá una escollera de

1.800 metros de largo piedra y hormi-gón, la conexión de la planta a la red de gasoductos del país y, en una segunda etapa, la entrega de un barco regasifi-cador propio, que hasta ese momento será alquilado.

El presidente de este país, José Mujica, destacó que la construcción de una planta regasificadora implicará que Uruguay disponga de una reserva para los momentos en que no haya niveles suficientes de lluvia y viento para ope-rar las represas y la generación eólica.

Asimismo, se cambiará el petróleo que utiliza actualmente las centrales termoeléctricas por gas.

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REPORTE ENERGÍA SE hA CARACTERIZADO EN SUS DIfERENTES EDICIONES POR SU PROfESIONALISMO y LA RESPONSABILIDAD EN EL MANEJO DE LA INfORMACIÓN“ “100 Ediciones de Reporte Energía

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En su edición No. 100, Reporte Energía presenta los 100 proyec-tos energéticos más importan-

tes de Latinoamérica, como un nuevo aporte para esta industria y en retribu-ción a la fidelidad de sus lectores en la Región que buscan datos precisos, confiables y actualizados en este ru-bro, reunidos en una sola plataforma.

La selección se realizó en base a la magnitud de las inversiones, capaci-dad de producción, refinación, proce-samiento y transporte en la industria de los hidrocarburos, como también en petroquímica, energía nuclear y al-ternativa, que son operadas por las di-ferentes compañías presentes en este continente.

La información está ordenada por país resaltando los mejores empren-dimientos en materia de transporte de gasoductos y oleoductos; campos en producción, refinerías, plantas de procesamiento de gas, terminales de regasificación y licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL), plantas de gas offshore, complejos petroquímicos y nucleares.

Asimismo, muestra el desarrollo en el área de la energía alternativa con las plantas más grandes de pro-ducción de biocombustibles situadas principalmente en Brasil y Colombia. En cuanto a energía nuclear, se hace referencia al liderazgo regional por parte de Brasil seguido de Argentina.

El periodismo de investigación y de aporte informativo estratégico que caracteriza a Reporte Energía fue plas-mado también en anteriores edicio-nes con reportajes especiales en sus diferentes áreas temáticas: Petróleo & Gas, Electricidad, Minería y Medio Ambiente.

Entre las investigaciones más des-tacadas se encuentra, la investigación sobre la descontrolada explotación ilegal del oro en la zona de la Chiquita-nia en el departamento de Santa Cruz, información clave para que más ade-

lante intervinieran las autoridades del Ministerio de Minería en la zona.

En esta misma área, se publicaron reportajes sobre las grandes empresas mineras estatales de Bolivia, como es el caso de Huanuni, la mayor produc-tora de estaño del país. En la publica-ción se informó sobre la propuesta de la creación de ENDE Minería.

A parte del centenar de edicio-nes, Reporte Energía publicó parale-lamente separatas con información especializada en diferentes sectores: Petróleo & Gas, Minería, Electricidad, Responsabilidad Social Empresarial, QHSE, Logística.

Entre otros documentos destaca-dos, el 20012, RE elaboró y publicó un mapa eléctrico actualizado del Siste-ma Eléctrico Nacional de Bolivia, va-lidado por las autoridades del sector y que es considerado por el Ministerio del ramo como un gran aporte para el sector energético en general y para el sector eléctrico en particular.

Además recientemente publicó una separata con información oficial sobre la evolución inversiones en el sector eléctrico desde 1996 hasta 2012 en el marco de la actual ley de electri-cidad vigente.

Antes de cumplir las 100 edicio-nes, Reporte Energía decidió que era momento de modificar parcialmente su diseño gráfico y ampliar la cober-tura informativa y pasar de ser el refe-rente informativo en el ámbito nacio-nal a buscar este mismo desafío en la Región.

Es así que a partir del 2013, la pu-blicación especializada se renovó con una nueva línea gráfica y amplió su cobertura informativa a los países de la región, poniendo énfasis en Perú, como sede oficial de este medio, des-de donde actualmente opera Reporte Energía para la región andina y Merco-sur.

Asimismo dio mayor impulso a su plataforma online de información para llegar a mayor cantidad de lectores mediante el uso de las redes sociales y la interconexión a través de otras he-rramientas web 2.0. ▲

La selección se realizó en base a la magnitud de las inversiones, capacidad de producción, refinación, procesamiento y transporte en la industria de los hidrocarburos, como también en petroquímica, energía nuclear y alternativas.

EN SU EDICIÓN NO. 100 REPORTE ENERGÍA PRESENTA:

‘LOS 100 PROYECTOS ENERGéTICOS MÁS IMPORTANTES DE LA REGIÓN’


Los 100 proyectos energéticos más importantes de la región, documento publicado en la edición 100 de RE.

Mapa eléctrico 2012, documento elaborado uno de los documentos estratégicos elaborado por Reporte Energía.

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Las petroleras YPF y Chevron firma-ron un acuerdo comercial para de-sarrollar el yacimiento de hidrocar-

buros no convencional de Vaca Muerta en Neuquén y que prevé un desembolso de $us 1.500 millones que realizará la compañía estadounidense.

La mayor productora de hidrocar-buros de Argentina informó que de la inversión total, unos $us 600 millones serán desembolsados a lo largo de este año y este acuerdo es un paso previo que alcanzará en julio próximo su enten-dimiento definitivo.

Los términos y condiciones comer-ciales fueron suscritos en la sede de YPF, Buenos Aires, por el titular de la petrolera argentina, Miguel Galuccio, y el máximo responsable de Chevron para América Latina y África, Ali Moshiri.

Esta firma “refleja el altísimo grado de avance tras cinco meses de trabajo conjunto de los equipos técnicos de ambas compañías”, agregó YPF en el co-

municado. Ambas empresas definieron así el modelo de ejecución del proyecto, el perfil de producción objetivo, la cons-trucción de facilidades de superficie, el coste del desarrollo y la organización de los equipos de trabajo de campo, entre otros elementos del proyecto.

La iniciativa prevé que Chevron invierta hasta $us 1.500 millones en el primer piloto de desarrollo masivo de petróleo no convencional en Vaca Muer-ta, en las áreas de Loma La Lata Norte y Loma Campana, en la provincia de Neu-quén (suroeste).

“Al clúster (grupo de empresas) de ‘shale’ (esquisto) -que ya está en marcha por parte de YPF y tiene en producción más de 50 pozos- se le dará un fuerte impulso con la perforación de más de 100 pozos en los próximos doce meses”, precisó la petrolera argentina, controlada por el Estado tras la expropiación del 51 por ciento de las acciones a la española Repsol.

Asimismo, según la nota de YPF, se definió el alcance del trabajo conjunto para explorar por parte de Chevron junto a YPF nuevos desarrollos de hidrocarbu-ros no convencionales en la formación Vaca Muerta y en la formación Cacheuta mediante la perforación de unos 25 po-zos exploratorios. “El desarrollo completo del primer clúster demandará una inver-sión superior a los $us 15.000 millones”, destacó YPF.

El cierre de la transacción entre ambas empresas se espera que ocurra durante julio próximo y, según explicó la petrolera argentina, está sujeto a do-cumentación definitiva, cuestiones de regulación y ratificaciones de los respec-tivos directorios de ambas compañías. ▲

ESTA fIRMA REfLEJA EL ALTÍSIMO GRADO DE AvANCE TRAS CINCO MESES DE TRABAJO CONJUNTO DE LOS EqUIPOS TéCNICOS DE AMBAS COMPAñÍAS“ “Miguel Galuccio, presidente de YPF.

AL CIERRE

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Ambas empresas definieron el modelo de ejecución del proyecto, el perfil de producción, objetivo y la construcción para desarrollar el yacimiento de hidrocarburos no convencionales. El cierre definitivo de contrato será en julio.

TRANSNACIONAL COMPROMETE INvERSIÓN DE $US 1.500 MILLONES EN ARGENTINA

YPF FIRMÓ ACUERDO CON CHEVRON PARA ExPLOTAR VACA MUERTA

TEXTO: AGENCIAS / RE

El expresidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, y su par de Chevron para América Latina y África, Alí Moshiri.

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EStADíStICAS

23 AL 24 DE MAyO | SANTA CRUZ - BOLIvIAIII Congreso de yPfB Gas & Petróleo El congreso dedicará sus jornadas de trabajo tanto a los temas más relevantes de la agenda internacional del sector hidrocarburos como a los resultados del proceso de nacionalización y su retos inmediatos: los proyectos de exploración y petroquímica.Contacto: [email protected]

DEL 29 AL 30 DE MAyO | NEUqUéN - ARGENTINACluster Shale Neuquén 2013La segunda edición del Cluster Shale contará con la presen-cia de expositores de todo el mundo y un concepto definido que alienta a la integración de conocimientos obtenidos hasta ahora en los desarrollos de recursos no convencionales de petróleo y gas. Habrá, además, una extendida exposición y reuniones de trabajo de equipos.Contacto: www.clustershale.com

DEL 3 AL 6 DE JUNIO | PUERTO ESPAñA - TRINIDAD y TOBAGO 19th Latin Upstream 2013 La cumbre contará con expertos mundiales de GNL que brindarán novedades sobre la industria. Asimismo el evento proporciona un lugar de intercambio de puntos de vista ba-sados en el análisis de los movimientos comerciales, las ten-dencias actuales y futuras.Contacto: www.neo-edge.com

DEL 5 AL 6 DE JUNIO| CARTAGENA - COLOMBIA7th Andean Energy SummitEs un evento comercial estratégico que se centra esencial-mente en la inversión de alto nivel, políticas energéticas y desarrollo de proyectos en la región andina, Centroamérica y el Caribe. Se analizarán las tendencias del mercado y las barreras para alcanzar un crecimiento sostenible.Contacto: [email protected]

12 y 13 DE JUNIO | CALGARyL - CANADá Gas & Expo Oil en 2013Evento bienal líder para el gas de América del Norte y de la industria petrolera. La reunión ofrece oportunidades para la exposición de marca, desarrollo de negocios, la educación y la creación de redes. Exposiciones de interior y al aire libre mostrar las nuevas tecnologías, una amplia gama de produc-tos y servicios.Contacto: http://gasandoilexpo.com/

24 DE JULIO | LIMA - PERÚ Workshop on Seismic Technology for O&GLa reunión innovadora de los más prestigiosos proveedores de tecnología y servicios para adquisición, interpretación, mo-delación sísmica y otros de nivel mundial, tanto en tierra como costa afuera. Empresas como Western Geco, Sinopec y otras expondrán tecnología de última generación.Contacto: [email protected]

Edición 100 Reporte Energia

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