Precio en BoliviaBs. 10

Nro. 76Del 16 al 30 de

Abril de 2012

Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

www.reporteenergia.com ISSN 2070-9218

minería

Falta de reglamentación Frena venta de oro de los cooperativistas mineros

Comermin compró más de 50 kilos de oro pero no puede venderle al Banco Central de Bolivia. Desde

esta segunda quincena, 90% de las coope-rativas reinician operaciones.

Foto

: Arc

hivo

- Re

port

e En

ergí

a

P. 17

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

Frente a la baja producción de petróleo regis-trada en los últimos años, la estatal petrolera busca prolongar la vida productiva de dife-

rentes campos para obtener ma-yores volúmenes de líquidos.

Según el Ministerio de Hidrocarburos y Ener-gía existe un incremento en el monto del subsidio del diésel, gasolina y GLP, de enero a

marzo de este año, en relación a similar periodo en 2011.

Entre 2012 y 2016 se destinarán $us.10.106,92 millones para el sector hidrocarburos en el país. De este monto, $us 3.108,66 millones no tienen fuente asegurada, por lo que se busca su financiamiento. Faltan $us 1.756,83 MM para la planta de etileno - polietileno.

Petróleo & gas

Petróleo & gas

recursos propios cubrirán 52% del plan de inversiones de YpFb

líquidos: intervendrán 18 campos maduros Y en declinación en el país

la subvención a los combustibles trepa a $us 88,7 mm en 1er trimestre

Para los Próximos cinco años

Foto

: YPF

B Tr

ansp

orte

SA

/Tra

mo

II G

asod

ucto

GCC

- Obr

as c

ivile

s río

Par

acti

DESTACADO

Foto

: Arc

hivo

/ Re

porte

Ene

rgía

P. 6

P. 4

E l plan quinquenal de inversiones de la estatal petrolera, care-ce del 30,76% del financiamiento, el 44,99% está cubierto con recursos propios de las empresas subsidiarias/operadoras y

7,22% con fondos de YPFB, el 16,94% provendrá del crédito del BCB, y el 0.10% del TGN. Sugieren captar inversiones para Yacimientos vía el ingreso al sistema bursátil con oferta de valores.

P.15

tramo ii del gasoducto carrasco - cochabamba registra 70% de avance

P. 10-11

Fuen

te: e

ia.g

ov/y

pfb

Precio del gas bolivianopara Argentina

Precio del gas bolivianopara Brasil

10,62 $us/MMBTU

8,76 $us/MMBTU

Marzo Marzo Marzo Marzo Marzo 26 27 28 29 30

2.23 2.21 2.19 2.15 2.13

(Henry Hub / MMBTU)

PRECIO DEL GAS A ABRIL 2012

2 16 al 30 de Abril | 2012

316 al 30 de Abril | 2012

el ejemplo de takovo mora

lo Último editorial Director : MIGUEL ZABALA BISHOPmzabala@reporteenergia.com

99,8% DE ExPORTACIONES DE TARIjA PROvIENEN DEL GAS

CONFIRMAN ExPOSITORES PARA II CONGRESO DE yPFB

INGENIEROS PETROLEROS SE REúNEN EN LACPEC 2012

El acuerdo por Bs 7 millones suscrito recientemente entre Yacimientos Pe-trolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Cor-poración) y la Capitanía guaraní Takovo Mora, luego de una ardua y complicada negociación, en el marco de la compen-saciónfinanciera por impactos socio am-bientales del proyecto de construcción Planta de Separación de Líquidos Río Grande, se constituye sin lugar a dudas en una muy buena noticia para el sector hidrocarburos y por ende para el país en su conjunto.

Se trata de un hecho resaltable, no solo porque se viabiliza un proyecto es-pecífico, sino porque Takovo Mora se constituye en un modelo de resolución de conflictos a seguir en el país, en el mar-co de la consulta social, en base al diálogo y al acercamiento sincero, sin que medien otro tipo de intereses que no sean solo los de mejores condiciones de vida para las comunidades, el respeto a la ley en el tema ambiental y el beneficio para el país en el caso de los proyectos de infraestruc-tura hidrocarburífera como las plantas,

ductos, pozos, etc.Otro aspecto destacable de este

tema es que el diálogo entre partes logró separar la consulta pública propiamente dicha, que incluyó la identificación de impactos mitigables y no mitigables, con la negociación por el pago de compen-sación por los efectos de la instalación de esta planta de separación de líquidos.

De esta manera, no se demoró en de-masía el inicio de obras, como sucedió en otros proyectos en los que se negoció de manera paralela ambos aspectos, con el consiguiente perjuicio para las empresas involucradas y para el país por laparaliza-ción de los trabajos.

Se nos informó que algo similar a lo ocurrido en Takovo Mora está sucedien-do en el diálogo entre la comunidad Itika Guasu con YPFB Transporte SA para la construcción de la ampliación del Ga-soducto Villamontes – Tarija (GVT), puesto que según el presidente de la subsidiaria de la estatal petrolera se logró separar la consulta pública de la negociación por el monto económico de la compensación,

lo que permite que el proceso continúe sin pérdida de tiempo para asegurar el suministro de gas natural a Tarija en el tiempo oportuno.

Con estas experiencias positivas es de esperar que otros proyectos como el de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, Planta de Úrea y Amoniaco, cons-trucción de ductos, ampliación de plan-tas y otros sigan este rumbo trazado por Takovo Mora. Y es que se ha demostrado una vez más que en esta dialéctica de hablar y escuchar, de proponer y estudiar el planteamiento del otro es posible en-contrar un punto de acercamiento donde el bien común sea el vehículo que nos transporte del problema a la solución.

Cabe recordar también que en el pa-sado otras consultas para proyectos pe-troleros, a cargo de operadoras privadas o subsidiarias de Yacimientos, obtuvieron resultados favorables gracias al diálogo y buena voluntad de las partes, mantenién-dosehasta hoy una relación de buena ve-cindad y de cooperación, lo cual es digno de destacar. ▲

P. 4 P. 5 P. 15

P. 7 P. 14

CRE invertirá Bs 835 millones hasta 2015 2 nuevos pozos aumentarán la producción en Curiche

YPFB y Takovo Mora acordaron compensación por Bs 7 millones Chimoré, la mayor superficie sometida a sísmica 3D en el país

Escocia. Total inicia labores para detener fuga de gas

Foto

: bel

lona

.org

Foto

: Gob

iern

o D

ptal

. de

Sant

a Cr

uzFo

to: L

izze

tt V

arga

s / R

epor

te E

nerg

ía

Foto

: Arc

hivo

/ Re

port

e En

ergí

aFo

to: A

rchi

vo R

epor

te E

nerg

ía

Reporte Energía es una publicación quincenal de BZ Group www.bz-group.comDistribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008ISSN 2070-9218

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. BZ Group y Reporte Energía no asumen 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 prohibida sin previa autorización escrita.

Redacción

Franco García/ Jefe de RedacciónLizzett vargas/ PeriodistaEdén García/ Periodistajohnny Auza/ Corresponsal USADavid Durán/ Diseño

Administración

Branko Zabala Gerente GeneralEma Peris Gerente Administrativa Silvia Duabyakosky Gerente ComercialLauren Montenegro Gerente de Marketing

Contactos:redaccion@reporteenergia.compublicidad@reporteenergia.comTel. (591-3) 356 5859www.reporteenergia.com

Encuéntranos en:Facebook.com/reporteenergia

Síguenos en:Twitter@ReporteEnergia

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

DE LANACIONAL

ASOCIACIÓN

PRENSA

Miguel Zabala Bishop Director

Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP - tribunal@anpbolivia.com

Entre los disertantes del II Congreso Interna-cional “YPFB Gas & Petróleo 2012”, se confirmó la presencia de Humberto Campodónico, presi-dente de Petroperú, de Héctor Manosalva Rojas, vicepresidente de Ecopetrol, Alexandre Carvalho Da Silva y Ariel Stolar, director general y director general ejecutivo de Petrobras Argentina res-pectivamente.

A este lista se suman, Sergio Thiesen, direc-tor superintendente para América del Sur de Braskem, Carlos Alberto Lópes de Gas Energy Brasil, Bob Fryklund, vicepresidente y director para América Lainta de IHS CERA, entre otros.

Las exportaciones totales de Tarija en 2011 sumaron $us 2,609.2 millones, dato que repre-senta un récord y de los cuales el 99.8% del total es gas natural, según el análisis realizado por la Fundación Milenio.

En contrasentido señala que en las últimas décadas Tarija transformó su estructura pro-ductiva orientándose hacia los hidrocarburos. “Lamentablemente, el impacto fue relegar a sectores como la industria manufacturera y la agricultura. Si bien el ingreso per cápita del de-partamento es el más alto de Bolivia, es produc-to del gas natural”.

El desarrollo del mercado de Latinoamérica y el rejuvenecimiento de campos maduros son los principales temas del LACPEC 12, Conferen-cia de Ingeniería Petrolera en Latinoamérica y el Caribe, de la Sociedad de Ingenieros Petroleros, (SPE por sus siglas en inglés), que se realizará del 16 al 18 de abril en la Ciudad de México.

Un completo programa técnico multidisci-plinario es el atractivo principal para ejecutivos y especialistas claves de las principales com-pañías petroleras de Latinoamérica, así como proveedores del sector, manifestaron los orga-nizadores.

4 16 al 30 de Abril | 2012

En el primer trimestre del 2012, Ya-cimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) gastó $us 88.7 millones para la subvención de carburantes. De este mon-nto 6.6 millones corresponden a GLP, 11.6 millones a gasolina y $us 70.5 millones a diésel, según datos proporcionados por el Viceministerio de Industrialización, Co-mercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos (VMICTAH) a Reporte Energía.

Según la nueva autoridad de este viceministerio, Álvaro Arnés, la primera evaluación del año sobre la subvención de combustibles muestra un incremento con respecto al mismo periodo en el 2011, aunque no precisó el monto.

Para Arnés, una forma efectiva de atacar la subvención de los hidrocarbu-ros líquidos es mediante la ejecución de políticas agresivas en la conversión de la matriz energética.

“En este sentido venimos trabajando en la masificación del uso de Gas Natural vehicular (GNV), a través de nuestro brazo operativo la Entidad Ejecutora de Con-versión a GNV. Esto permitirá disminuir el nivel de consumo de combustibles líqui-dos”, explicó.

El Gobierno Nacional estimó en $us 755 millones el gasto que demandará la subvención de los combustibles para 2012.

La intención de eliminar la subven-ción de combustibles o “gasolinazo” en

diciembre de 2010 provocó una gran mo-vilización social que derivó en la abroga-ción de la norma, que fue promulgada por el presidente del Estado, Evo Morales.

Respecto a los proyectos de indus-trialización, destacó el inicio de la cons-trucción de la Planta de Separación de Licuables de Gas Natural en Río Grande, que está previsto culminarse en junio de 2013.

Asimismo mencionó a la Planta de Extracción de Líquidos Gran Chaco, que iniciará su construcción en el mes de ju-nio del presente año, y sería entregada en el 2014.

Por otro lado, está en desarrollo el proyecto de Amoniaco Urea, que se cons-truirá en Carrasco-Cochabamba. Adicio-nalmente, el proyecto de olefinas en Tarija que se licitará a fines del 2012.

En lo que respecta al área de alma-cenaje, Arnés adelantó que se ampliarán los tanques en la estación de Senkata en El Alto, en las fronteras (Cobija, Bermejo y Villazón) y en Montero.La CRE pretende llegar con cobertura de electricidad a 500 mil usuarios este 2012.

Para este año el Gobierno Nacional presupuestó $us 755 millones para la subvención de combustibles.

Foto

: Arc

hivo

Rep

orte

Ene

rgía

Foto

: Arc

hivo

Rep

orte

Ene

rgía

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

BREvES

cre invertirá $us 835 mm en distribución hasta el 2015

subvención registró $us 88 mm en primer trimestre

La Cooperativa Rural de Electrifica-ción (CRE) tiene previsto invertir $us 835 millones hasta el 2015, lo que representa el 53% del total que se destinará en dis-tribución de energía eléctrica en el país, informó su gerente general, Carmelo Paz.

Según la explicación de Paz se eje-cutará más de 200 millones de bolivia-nos por año, que serán destinados a infraestructura y densificación de redes para llegar a más usuarios con el servicio eléctrico.

Para cumplir sus objetivos en el pe-riodo 2007-2011, la cooperativa invirtió $us 60 millones, lo que permitió llegar con la cobertura de electricidad a todas las poblaciones con menos de 3 mil ha-bitantes. Sin embargo, hasta el momento no satisfacen la demanda de las localida-des con menos de mil pobladores, lo que implica un nuevo reto.

En lo que respecta a la gestión y la solvencia económica, el ejecutivo ma-nifestó que en el periodo 2010-2011, la cooperativa cruceña tuvo excedentes de percepción de Bs 42 millones. En este lapso se cambió la estructura tarifaria que permitió una rebaja promedio del consumo eléctrico de 4%.

“Considero que es uno de nuestros mejores logros. Con esta medida fueron favorecidos los sectores con menores in-gresos y los industriales, mientras que el

comercio tuvo que pagar un poco más”, dijo Paz.

Sobre la cobertura eléctrica, CRE tie-ne presencia en 54 de los 56 municipios de Santa Cruz. En el área rural llega al 85%, mientras que en el urbano al 97%.

Actualmente, cuenta con un patri-monio cercano a los $us 300 millones, además que no registra deudas con ninguno de los 54 municipios en los que opera, ni con el Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz, o el Gobierno central, según su evaluación financiera.

Sobre la relación con el Gobierno, Paz sostuvo que la misma se basa en el respeto mutuo, en un trabajo coordina-do “dado que la CRE no es una isla” y en el cumplimiento de la ley para el bene-ficio de los bolivianos, porque es una empresa regulada bajo la tuición de la Autoridad Fiscalización y Control Social de Electricidad.

Este 2012 la cooperativa cruceña cumplirá 50 años de servicio y tiene como meta cubrir a 500.000 usuarios en las 14 provincias del departamento, es-pecialmente del área rural.

Para ello, elaboró un cronograma de actividades que se desarrollará en su área de concesión con la premisa de difundir la historia del cooperativismo, que coincide con la declaratoria del Año Internacional de Cooperativas por parte de la Organización de Naciones Unidas.

SUBVENCIÓN DECARBURANTES (MM $US)

Tipo de Combustible 1er trimestre 2012

Diesel Oil 70.5Gasolina Especial 11.6GLP 6.6Total: 88.7

516 al 30 de Abril | 2012

Foto

: Gob

iern

o D

epar

tam

enta

l Aut

ónom

o de

San

ta C

ruz

PETRÓLEO & GAS

Se estima incremento de producción de 40 millones de pies cúbicos diarios. También se anuncia la realización de las pruebas de producción del pozo Curiche 1006 (CUR – 1006), un pozo somero que alcanzó una profundidad de 1640 metros.

CAMPoS oPERADoS PoR PlUSPETRol EN SANTA CRUz

dos nuevos pozos aumentarán la producción de gas en campo curiche

Se ultiman detalles para la producción de los pozos Curiche X1003 D (CUR-X1003 D) y Curiche X1005 D (CUR-X1005 D), los

cuales tendrán un producción estimada de 40 MMpcd (millones de pies cúbicos diarios, según información brindada por técnicos de Pluspetrol a la Delegación de Hidrocarburos, Minas y Energía del Gobierno Departamen-tal Autónomo de Santa Cruz, en una visita de inspección realizada a finales del mes de marzo.

Adicionalmente, se espera la realización de las pruebas de producción del Curiche 1006 (CUR – 1006), un pozo somero que al-canzó una profundidad de 1.640 metros du-rante la visita.

De acuerdo a los datos de la Delegación, el campo Curiche cuenta actualmente con 3 pozos que tienen una producción promedio de 17,1 MMpcd de gas y 113 BPD (barriles por día) de líquidos.

La visita también se extendió a otros 3 campos de la empresa Pluspetrol (Tajibo, Río Seco y Tacobo). Allí se evidenció que Taco-bo cuenta con 6 pozos en actividad, de los cuales 3 son productores y los restantes son utilizados como inyectores. La producción de este campo alcanza los 65 MMpcd de gas y 174 BPD de líquidos.

Por su parte, el campo Tajibo, que tiene una producción promedio de 8,9 MMpcd de gas y 44 BPD de líquidos, contará con dos nuevo pozos en este año denominados Taji-bo X4 (TJB-X1) y Aimirí X-1001.

En el campo Río Seco se observó que no existe producción, ya que 3 pozos están en

texto: Edén GArcíA S.

El Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz realizó la inspección a 4 campos de Pluspetrol.

abandono temporal, 1 en abandono total y 1 espera realización de estudios.

Según datos estadísticos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la producción promedio de gas de Pluspetrol en el 2011 fue de 2,7 MMmcd (millones de metros cúbicos diarios), representando un 5,9% del total pro-ducido en el país.

Nilton Miranda, director de Hidrocar-buros y Minas de la Gobernación de Santa Cruz, señaló que el objetivo básico de estas inspecciones es sentar presencia en los dis-tintos campos mineros e hidrocarburíferos del departamento, en algunos casos junto al Ministerio de Medio Ambiente y Agua.

“Lamentablemente el Ministerio tiene su cronograma muy disperso y no llega a todos los campos que nosotros necesitamos cono-cer. Hay campos en etapa de cierre que nun-ca los hemos visitado”, manifestó. ▲

gasbol cumple con todas las normas ambientales

El Gasoducto Bolivia-Brasil (GasBol) se en-cuentra en un buen estado y cumple con las normativas ambientales, según la inspección realizada por el Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz en los 557 kilóme-tros que mide el ducto desde la estación Río Grande hasta Mutún.

Durante el recorrido se visitó las estacio-nes Chiquitos, Roboré y Yacuses y se revisó el manejo de residuos sólidos, sustancias peligrosas, vegetación, calidad del suelo y el

aire, entre otros aspectos que, de acuerdo a los técnicos de la Gobernación cruceña, cum-plen con todas las normas y parámetros am-bientales y de seguridad.

El Gasbol, que tiene un diámetro de 32 pulgadas, es el gasoducto más importante del país, ya que se encarga de transportar gas a Brasil con un promedio de 26,48 MMmcd (millones de metros cúbicos diarios), según datos a 2011 del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

6 16 al 30 de Abril | 2012

loS CAMPoS MEDIANoS y PEqUEñoS DE PETRÓlEo REGISTRARoN UNA DEClINACIÓN MENSUAl DE 3,30%, MIENTRAS qUE loS MAyoRES 2,15% y loS MARGINAlES 1,20%“ “Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB

PETRÓLEO& GAS

De acuerdo al Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB, 10 campos maduros serán evaluados técnicamente para un mejor aprovechamiento de reservorios y en 8 se aplicarán técnicas de recuperación secundaria y artificial.

DEClINACIÓN PETRolERA PREoCUPA A yACIMIENToS

18 campos serán intervenidos para optimizar producción de líquidos

Frente a la baja producción de petróleo que se ha registrado en los últimos años en el país, Yacimientos Petrolíferos

Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé intervenir 18 campos maduros y en declinación para prolongar la vida productiva y optimizar la obtención de líquidos principalmente, con lo que se espera generar condiciones favo-rables para su explotación, según el Plan de Inversiones 2012-2016 de la estatal petrolera.

De esta cantidad, YPFB evaluará 10 cam-pos maduros para determinar las mejores opciones técnicas de aprovechamiento de los reservorios y, para ello, hasta el 2016 se elaborará 10 nuevos Planes de Desarrollo (PDDs).

Asimismo, hasta el 2016 se aplicarán téc-nicas de recuperación artificial en 4 campos y en 20 pozos, mientras que en otros 4 cam-pos, se empleará la recuperación secundaria con el objetivo de incrementar la produc-ción.

Además de la intervención en los 18 campos, el documento señala que se hará el análisis de 15 pozos cerrados (3 por año), que permitirá determinar la viabilidad de utilizarlos como inyectores para sistemas de recuperación secundaria.

Con estas medidas, YPFB pretende afron-

texto: Edén GArcíA S.

tar “la fuerte declinación en la producción” que experimentan los campos maduros de petróleo.

Además el Plan afirma que existe “bajo interés en las operadoras en aplicar alterna-tivas de producción en campos maduros de petróleo con reservas”.

Hasta agosto del 2011, los campos me-dianos y pequeños de petróleo son los que

mayor declinación registraban con un pro-medio mensual de 3,30%, mientras que los mayores un 2,15% y los marginales un 1,20%.

La optimización de la producción en campos maduros y en declinación es una de las estrategias que el Plan contempla para incrementar los volúmenes producidos de hidrocarburos (gas y líquidos), que permitan contribuir al mercado interno y los compro-

misos de exportación.Otras estrategias que YPFB llevará ade-

lante en el próximo quinquenio serán el in-cremento de la producción de gas y líquidos bajo condiciones de explotación sostenible, la creación de condiciones para el desarrollo de campos y la generación y seguimiento a PDDs y Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP). ▲

Producción promedio 2011 (datos a agosto)

ANÁlISIS PRoDUCCIÓN CAMPoS MEDIANoS y PEqUEñoS

ANÁlISIS PRoDUCCIÓN CAMPoS MARGINAlES ANÁlISIS PRoDUCCIÓN CAMPoS MAyoRES DE PETRÓlEo

Gas (MMPCD) Oil (BPD) Agua (BPD) 568.50 7,388.83 11,084.90

Producción promedio 2011 (datos a agosto)

• Se observa declinación natural.• Todos los campos maduros son de petróleo

• Entrada de producción de campos nuevos (RGD, DRD sur, CUR)

Gas (MMPCD) Oil (BPD) Agua (BPD) 1.42 1,258.27 4,099.47

BERMEJO XXBOQUERÓNBULO BULOCARANDACARRASCOCARRASCO FWCHACO SURCOLPACURICHEEL DORADOESCONDIDOJUNÍNKANATAKANATA NORTELA VERTIENTELOS SURIS

NARANJILLOSÑUPUCOPALACIOSPALO MARCADOPALOMETAS NWPATUJURÍO GRANDESAN ROQUESANTA ROSASANTA ROSA OESTESIRARITACOBOTAJIBOVÍBORAVUELTA GRANDEYAPACANÍ

BERMEJOTOROARROYO NEGROCAMBEITI

CAMIRIGUAIRUYHUMBERTO SUÁREZROCA

LA PEÑALOS CUSISLOS PENOCOSMONTEAGUDO

MONTECRISTOPATUJUSALPATUJUSAL OESTETATARENDA

Producción promedio 2011 (datos a agosto)

• Se observa declinación natural.• Incremento de agua en campo Paloma (cierre campo)• Caída de gas en Solución

Gas (MMPCD) Oil (BPD) Agua (BPD) 1.42 1,258.27 4,099.47

BLOQUE_BAJOPALOMASURUBISURUBI_NOROESTE

Fuente: Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB

Fuente: Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFBFuente: Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB

716 al 30 de Abril | 2012

PETRÓLEO& GAS

Registran 57% de avance en fases de ingeniería, procura y cons-trucción de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande.

ACUERDo CoN GUARANíES

YpFb pagará a takovo mora bs 7 millones por compensación

A poco más de un mes de la firma del Convenio de Validación de Acuerdos, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bo-

livianos (YPFB) y la Capitanía guaraní Tako-vo Mora concluyeron la negociación por el pago de compensación de impactos no mitigables por la construcción de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande.

El diálogo final se desarrolló en la comu-nidad Iguazurenda, cercana al ingreso de la Planta Río Grande, el 9 de abril y finalizó un día después, pactándose el pago de Bs. 7 mi-llones.

Al inicio de la negociación el acuerdo parecía lejano puesto que los dirigentes guaraníes solicitaron $us 15 millones y luego bajaron su pretensión a $us 5 millones. Entre tanto, la estatal petrolera ofreció primera-mente Bs. 1.2 millones, luego subió su oferta a Bs. 2.5 millones. Finalmente en una reunión que duró hasta la 1.00 am se llegó al monto

final de pago por compensación de impac-tos no mitigables.

El acuerdo suscrito deberá ser aprobado por el Directorio de la estatal petrolera y lue-go en 30 días se haría el desembolso.

El gerente de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB, Gerson Rojas, quién co-mandó la negociación, ponderó la buena vo-luntad del capitán Grande Higinio Coca para llegar a un acuerdo. Aseguró que de aquí en adelante “nada retrasará la continuidad de las obras”.

En días pasados la estatal petrolera orga-nizó una inspección al proyecto de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande repor-tándose un avance del 57% en sus fases de ingeniería, procura y construcción.

La Planta iniciará operaciones en junio de 2013. La empresa Astra Evangelistas SA (AESA) es la encargada de realizar la “Ingenie-ría, Procura, Construcción y Puesta en Marcha (IPC) de este complejo por $us 159,4 millones. La subcontratista es Serpetbol. La fiscaliza-ción del IPC de esta planta está a cargo de Bolpegas S.R.L. ▲

texto: frAncO GArcíA S.

La negociación por el pago de compensación de impactos fue bastante compleja. El acuerdo final se firmó el 20 de abril.

Las obras en la Planta de Separación de Líquidos Río Grande serán aceleradas para cumplir con el cronograma establecido.

Foto

: YPF

BFo

to: E

dén

Gar

cía

/ Rep

orte

Ene

rgía

8 16 al 30 de Abril | 2012

A PARTIR DEl Año 2005 El MERCADo ADqUIRIÓ SUFICIENTE MADUREz y SI BIEN No REqUERíA loS MÁxIMoS VolúMENES CoNTRACTUAlES, No ExISTIERoN INCUMPlIMIENTo SIGNIFICATIVoS“ “Héctor García, director de Resources Energy Consulting

PETRÓLEO & GAS

Siempre es bueno controlar periódica-mente los resultados que se obtienen en la producción de los hidrocarbu-

ros, especialmente el gas natural, porque es el principal ingreso por exportaciones para Bolivia, y porque representa una garantía para satisfacer el mercado interno, en fran-co incremento durante los últimos años.

El objeto de este estudio está orienta-do a señalar los resultados obtenidos por los operadores de los campos productores, para destacar aquellos que mantienen un crecimiento sustentable, y también los va-lores que están arrojando algunos campos que tienden a agotarse irremediablemente.

Se considera importante indicar estos valores, independientemente de las causas que los originaron, en alguna oportunidad por inconvenientes técnicos de producción y otras veces porque los mercados no requi-rieron las cantidades programadas, espe-cialmente en el 2009, como consecuencia de la crisis originada en EE UU y Europa, que de alguna manera influyó en los mercados vecinos de Brasil y Argentina, principales clientes del gas natural boliviano.

Se ha considerado como objeto de análisis el periodo 2005 – 2011, por enten-derse que los periodos anteriores fueron de desarrollo inicial, y el mercado consumidor no estaba lo suficientemente desarrollado, por lo tanto los resultados atribuibles a la producción, muchas veces eran una conse-cuencia de que no se requerían las cantida-des máximas contractuales.

A partir del año 2005 el mercado adqui-rió suficiente madurez y si bien no reque-ría los máximos volúmenes contractuales, la realidad es que no existieron niveles de incumplimiento significativos, por lo que se puede afirmar con bastante objetividad, que el desarrollo de la producción de gas natural en Bolivia y el crecimiento de los tres mercados consumidores, se han rela-cionado en forma ordenada y sin conflictos importantes.

Este comentario resulta muy importan-te, porque Bolivia exporta gas natural hacia Argentina desde1973, con un lapso entre 1999 y el 2004, sin suministro, pero lo sig-nificativo es que ya superó los 30 años de suministro, sin problemas que originen pe-nalidades o conflictos entre ambos países.

Lo mismo ocurre con el suministro de gas a Brasil, iniciado en julio de 1999, y ya habiendo superado la mitad del periodo contractual, continúa armoniosamente el suministro de gas natural, dando señales de solvencia en el cumplimiento de lcompro-

AÑO CARRASCO VUELTA GRANDE SAN ROQUE PERCHELES SANTA ROSA OTROS TOTAL 2005 1.918.968 680.474 152.276 0 0 0 2.751.717

% x CAMPO 69,74% 24,73% 5,53% 0,00% 0,00% 0,00% 100,00%

2011 1.618.589 1.736.466 218.011 488.165 1.153.684 488.291 5.703.205

% x CAMPO 28,38% 30,45% 3,82% 8,56% 20,23% 8,56% 100,00%

AÑO PALOMA MONTEAGUDO MARGARITA TOTAL 2005 382.614 23.613 1.831.877 2.238.104

% x CAMPO 17,10% 1,06% 81,85% 100,00%

2011 182.951 1.268 2.611.118 2.795.337

% x CAMPO 6,54% 0,05% 93,41% 100,00%

‘evolución de la producción de gas: el desaFío para cubrir compromisos’

su producción, donde se destaca la inclu-sión del área de Santa Rosa, que actualmen-te significa 20% de su producción.

Los yacimientos históricos de YPFB Cha-co, mantienen su producción, dado que la reducción señalada para Carrasco tiene ori-gen en que en el rubro “otros”, está incluido en el consumo de la Central Bulo Bulo, que originalmente estaba considerada dentro del bloque Carrasco.

Con respecto a los campos operados por PESA (Colpa-Caranda), se puede obser-var una declinación paulatina, considerada natural por los años en que esta zona está produciendo gas natural.

Referente a los campos operados por BG Bolivia y Vintage, lo que puede obser-varse es que en ambos casos existe una constancia en los valores de producción, sin marcar una tendencia al agotamiento de estas áreas, lo que da cierto horizonte de agotamiento lejano en que los campos involucrados y que aún tienen un destino productor importante.

Merece un análisis especial el resultado de los campos operados por Repsol YPF.

Los campos operados en el norte (Paloma y otros), ya dan muestra de una declinación importante, habiéndose reducido su apor-te diario a valores menores a la mitad de lo que producía hace 8 años

Durante el año 2005 la producción diaria promedio era de 382.614 m3/día, habiéndo-se incrementado durante el año 2008 hasta alcanzar una producción de 725.618 m3/día (promedio). Pero posteriormente comenzó la declinación, de modo que en el año 2011 su valor promedio fue de 182.921 m3/día, lo que marca una reducción muy significativa.

De Monteagudo no hay mucho que decir. Los valores de producción diario nos eximen de todo comentario, y solo habrá que esperar el momento en que se decida cerrar este campo.

No escapa a la preocupación de mu-chos el hecho que Margarita aún no haya desarrollado todo su potencial. Sobre las expectativas de su desarrollo están basados los planes para cumplir los compromisos con Argentina.

La realidad es que esta zona producti-va aún sigue siendo una incógnita, y es de

texto: HécTOr GArcíA*

misos.En primer término se señalará la pro-

ducción de gas natural transportada, por campo productores, agrupados por cada uno de los operadores de cada aporte.

En el cuadro denominado “Producción Promedio Día de Gas Natural en Bolivia” se indica el aporte mensual de cada campo cuya producción es transportada por los gasoductos troncales, informándose como Otros, aquellos consumos regionales que no hacen uso de estos gasoductos.

Como se puede observar la variación a través del tiempo no fue igual para todos los operadores, pero si es posible destacar el resultado significativo de cada uno de los que más éxito han obtenido.

Cuando nos referimos al éxito, hace-mos referencia a los niveles de producción a través del tiempo, dado que no se trata de nuevos emprendimientos, porque ya hace más de una década que no se asignan nue-vas áreas a los operadores, por lo tanto los resultados que podemos observar, son el producto del desarrollo de los campos que están planificados desde fines de la década del ‘90.

Al revisar evolución de la producción de los campos operados por YPFB Andina, du-rante el período en estudio, se observa que a nivel global ha reducido su participación desde 13,88% en el año 2005, hasta llegar a fines del año 2011 con una participación en la producción nacional del orden del 7.24%. Algún campo, como el de Yapacaní, mues-tra crecimiento significativo en su produc-ción actual, pero en particular Víbora y Río Grande continúan declinando.

Se puede ver como algunos campos como Víbora, que históricamente produ-cían volúmenes superiores a 1 MM de m3/día, a fines del año 2011 su producción solo alcanza los 200.000 m3/día.

YPFB Chaco muestra un desarrollo dife-rente, dado que en el año 2005 participaba con una producción nacional del 8,45%, y a fines del año 2011 alcanza un nivel de parti-cipación del 13.26 %.

Como se comentó, YPFB Chaco muestra en estos años un incremento importante en

TOTAL PRODUCCIÓN PROMEDIO DE GAS NATURAL EN BOLIVIA (EN M3/DÍA)

PRODUCCIÓN TRANSPORTADA DE YPFB ANDINA PERIODO 2005 - 2011 ( EN M3/DÍA)

PRODUCCIÓN TRANSPORTADA DE YPFB CHACO PERIODO 2005 - 2011 ( EN M3/DÍA)

PRODUCCIÓN TRANSPORTADA DE REPSOL YPF PERIODO 2005 - 2011 ( EN M3/DÍA)

AÑO YPFB ANDINA YPFB CHACO PESA REPSOL BG BOLIVIA VINTAGE PETROBRAS PLUSPETROL TOTAL m3/día m3/día m3/día m3/día m3/día m3/día m3/día m3/día m3/día2005 4.520.442 2.751.717 970.135 2.238.103 1.703.668 514.418 19.214.751 646.876 32.562.115

2006 4.752.075 3.880.010 1.010.024 1.797.943 1.396.302 817.319 20.320.038 1.037.323 35.013.041

2007 3.808.446 4.443.743 1.075.111 2.345.621 1.400.783 777.138 22.786.296 1.124.518 37.763.664

2008 3.295.560 4.884.353 1.062.789 2.345.645 1.539.823 917.880 23.852.332 1.403.917 39.304.305

2009 2.435.420 4.248.875 894.954 1.924.092 1.201.664 722.634 20.850.095 1.365.596 33.645.339

2010 2.797.002 4.977.212 742.769 2.585.157 1.648.810 718.973 23.939.370 2.222.641 39.633.945

2011 3.258.735 5.703.205 871.105 2.795.336 1.865.132 963.073 26.064.481 3.488.270 45.011.350

2012 3.722.217 5.890.370 585.389 2.653.614 1.139.535 618.402 25.129.162 2.413.113 42.153.815

AÑO VIBORA SIRARI YAPACANI RIO GRANDE OTROS TOTAL 2005 1.210.608 591.912 759.068 1.958.854 0 4.520.442

% x CAMPO 26,78% 13,09% 16,79% 43,33% 0,00% 100,00%

2011 204.156 428.650 1.542.812 905.851 177.266 3.258.735

% x CAMPO 6,26% 13,15% 47,34% 27,80% 5,44% 100,00%

Fuente: Héctor García en base a datos oficiales

Fuente: Héctor García en base a datos oficiales

Fuente: Héctor García en base a datos oficiales

Fuente: Héctor García en base a datos oficiales

916 al 30 de Abril | 2012

PETRÓLEO & GAS

AÑO PLUSPETROL TOTAL TACOBO TAJIBO PRODUCCIÓN2005 646.876 0 646.876

2006 1.037.323 0 1.037.323

2007 1.124.518 0 1.124.518

2008 1.220.824 183.092 1.403.917

2009 1.121.779 243.816 1.365.596

2010 1.953.673 268.968 2.222.641

2011 2.273.764 257.483 2.531.247

AÑO PETROBRAS BOLIVIA TOTAL SAN ALBERTO SAN ANTONIO ITAU m3/día PARTICIPACIÓN2005 8.559.952 10.654.800 0 19.214.751 59,01%

2006 9.293.289 11.026.749 0 20.320.038 58,04%

2007 10.690.740 12.095.556 0 22.786.296 60,34%

2008 11.044.600 12.807.731 0 23.852.332 60,69%

2009 8.087.307 12.762.788 0 20.850.095 61,97%

2010 10.285.816 13.653.554 0 23.939.370 60,40%

2011 10.868.439 13.916.218 1.279.823 26.064.481 57,91%

AÑO 2011 YPFB ANDINA VÍBORA SIRARI YAPACANÍ RÍO GRANDE OTROSene-11 306.003.801 563.962.816 1.348.548.951 811.385.812 179.899.000feb-11 259.169.072 477.555.486 1.250.143.471 715.580.476 178.999.000mar-11 271.314.973 506.889.078 1.498.768.032 753.605.605 201.041.000abr-11 250.959.702 468.689.907 1.556.803.554 900.892.231 172.679.000may-11 244.968.892 454.005.368 1.324.357.002 982.590.470 183.001.000jun-11 213.950.667 414.942.740 1.666.158.042 957.665.348 185.832.000jul-11 210.808.592 404.245.310 1.799.263.621 993.970.102 195.396.000ago-11 191.900.346 391.433.418 1.909.577.631 1.025.206.097 187.099.000sep-11 184.951.471 408.053.115 1.857.514.470 1.111.308.312 169.351.000oct-11 176.157.515 507.081.812 1.921.383.104 1.193.687.576 225.698.424nov-11 161.647.048 477.578.830 1.858.747.828 1.136.732.337 199.372.663dic-11 159.705.749 450.803.012 1.895.358.942 1.093.660.398 206.564.801TOTAL 2.631.537.828 5.525.240.892 19.886.624.648 11.676.284.764 2.284.932.888

YPFB CHACOCARRASCO VUELTA GRANDE SAN ROQUE PERCHELES SANTA ROSA OTROS1.309.363.512 1.993.784.635 232.985.365 448.722.220 1.136.431.160 522.608.0001.358.666.950 1.792.272.780 202.297.269 400.085.570 983.875.739 479.785.0001.900.361.639 1.948.221.797 224.091.727 435.073.470 1.158.670.411 506.113.0001.799.004.790 1.840.489.304 237.148.303 391.417.456 1.105.348.445 514.951.0001.875.597.368 1.931.990.014 267.271.006 435.571.061 1.316.499.990 496.067.0001.760.164.771 1.834.204.352 256.598.921 624.054.486 1.292.609.200 525.679.0001.841.395.673 1.937.726.758 233.794.295 634.702.900 1.269.797.800 546.775.0001.778.389.336 1.895.737.817 239.593.675 616.641.157 1.364.466.800 564.484.0001.748.483.560 1.818.949.664 224.466.153 578.439.298 1.335.329.900 538.403.0001.876.861.727 1.851.902.672 231.085.909 571.095.080 1.321.266.300 529.764.0001.790.026.231 1.757.644.544 225.423.516 570.803.903 1.310.832.195 526.217.0001.825.054.992 1.779.868.785 235.370.790 585.768.198 1.275.685.014 543.152.00020.863.370.549 22.382.793.122 2.810.126.929 6.292.374.799 14.870.812.954 6.293.998.000

PESA REPSOL BG BOLIVIA VINTAGECOLPA - CARANDA PALOMA MONTEAGUDO MARGARITA VERTIENTE Y OTROS PORVENIR NARANJILLO744.081.823 379.424.420 1.873.639 2.522.139.001 1.550.891.498 478.749.840 353.368.146665.597.538 280.562.100 1.173.201 2.322.979.709 1.416.157.136 431.097.510 326.827.540736.942.668 238.460.090 1.978.008 2.575.325.348 1.574.290.258 460.191.040 356.146.771691.666.083 222.885.864 1.525.688 2.352.040.581 1.415.925.372 425.065.914 348.542.114675.814.950 208.157.927 1.082.614 2.176.341.504 1.502.256.054 435.276.000 362.247.600658.607.158 179.631.786 2.264.706 3.177.458.156 1.600.560.200 424.366.840 334.630.856682.915.702 198.689.265 403.076 3.316.849.574 1.610.318.828 394.890.530 356.547.884685.088.059 180.866.811 1.282.539 3.320.159.579 1.487.337.974 370.665.271 357.957.942660.258.632 167.057.864 1.330.406 2.818.853.049 1.324.899.864 353.427.730 355.077.731644.971.018 171.338.112 843.721 3.214.911.087 1.227.184.690 346.867.780 355.808.922650.234.925 108.174.064 1.056.393 3.054.923.256 1.155.043.378 329.816.700 337.978.980639.435.701 22.963.032 1.526.541 2.804.942.954 1.465.601.417 336.520.750 341.014.9808.135.614.257 2.358.211.335 16.340.532 33.656.923.799 17.330.466.669 4.786.935.905 4.186.149.466

PETROBRAS PLUSPETROL PRODUCCIÓNSAN ALBERTO SAN ANTONIO ITAU TACOBO TAJIBO TOTAL9.848.003.603 12.821.072.949 0 2.778.289.267 277.710.382 40.609.299.84111.303.362.713 14.770.760.825 1.326.755.385 2.473.834.480 251.613.400 43.669.152.35012.374.313.996 14.260.306.470 1.676.315.689 2.629.817.919 274.900.353 46.563.139.34210.355.283.693 11.811.513.667 1.180.401.973 2.076.457.877 250.996.374 40.370.688.89210.642.839.620 14.779.731.577 1.234.223.996 2.273.811.763 269.143.070 44.072.845.84612.164.497.009 15.891.385.225 1.661.657.962 2.521.877.424 279.560.523 48.628.357.37212.667.775.188 16.529.038.664 1.448.552.652 2.596.583.960 296.130.483 50.166.571.85712.768.266.699 16.460.583.393 1.463.597.814 2.540.820.876 291.712.829 50.092.869.06312.265.336.245 15.872.415.815 1.621.152.959 2.415.834.197 277.100.786 48.107.995.22112.479.854.610 16.031.757.015 1.626.748.880 2.358.538.550 281.543.804 49.146.352.30812.036.172.795 15.451.771.277 1.682.837.227 2.281.820.461 287.664.036 47.392.519.58711.186.883.212 14.697.680.126 1.574.492.625 2.360.799.325 280.837.630 45.763.690.974140.092.589.384 179.378.017.002 16.496.737.162 29.308.486.099 3.318.913.670 554.583.482.653

esperar que este año sea posible concretar el incremento de la producción, porque Bo-livia la necesita en forma inmediata.

Con relación a los campos operados por Pluspetrol, podemos observar con agrado que incrementan su producción año a año.

No se trata de grandes volúmenes, pero la realidad es que existe una preocu-pación en optimizar los recursos que da como resultado una continuidad histórica en el buen resultado de la gestión.

Así como es muy importante indicar nuevos descubrimientos, o cualquier ha-llazgo que incremente reservas, también es importante destacar la continuidad de resultados, y eso es lo que se ve cuando se analizan los volúmenes aportados por estos campos.

Por último, los campos operados por Petrobras (San Alberto - San Antonio – Itau) desde 2005 aportan el 60% del gas produci-do en Bolivia, y esta participación se mantu-vo constante durante el periodo analizado.

Es importante señalar que los campos de mayor aporte al sistema mantengan el mismo, porque ello permite garantizar su prestación, lo que se constituye en la garan-tía de cumplimiento del sistema.

Y este no es un dato menor, porque uno de los pilares en que se basan los contratos internacionales, es la garantía de suminis-tro, y en Bolivia en particular está asegurada con la prestación de Petrobras Bolivia.

Decíamos que mantener la participa-ción no es un dato menor, porque Petro-bras para mantener este parámetro, ha in-crementado su producción .

Habiendo señalado cada uno de los aportes que cada operador entrega al sis-tema de transporte de Bolivia, y algunas de-clinaciones notorias en algunos de los cam-pos productores, estimo que debe seguirse publicando periódicamente estos valores, para identificar no solo los incumplimien-tos que pudieren producirse, sino también los logros alcanzados, para que la industria conozca cómo se desarrolla controlan los recursos renovables del país.

Debe notarse que este tipo de publi-caciones que presentamos solo es posible documentarlas, por existir en Bolivia, un equipo de profesionales pertenecientes a YPFB y a los operadores, que con la colabo-ración inestimable de las empresas trans-portistas YPFB Transporte, Transierra y Gas TransBoliviano, aportan los datos operati-vos, permiten la ejecución de los Balances Volumétricos y Energéticos de los sistemas de transporte de Bolivia.

Esta herramienta permite verificar los cumplimientos previstos, además de ser absolutamente necesaria para la determi-nación de la retribución a los titulares de los contratos de operación, y la facturación del gas natural comercializado, como así tam-bién para la asignación de las Regalías, Par-ticipaciones y IDH. (Marzo 2012) ▲

* Es director de Resources Energy Con-sulting

PRODUCCIÓN SEMESTRAL DE GAS NATURAL POR CAMPO Y EMPRESA

PRODUCCIÓN TRANSPORTADAPLUSPETROL, PERIODO 2005 - 2011, M3/D

PRODUCCIÓN TRANSPORTADA DE PETROBRAS BOLIVIA PERIODO 2005 - 2011, M3/DÍA

Fuente: Héctor García en base a datos oficiales

Fuente: Héctor García en base a datos oficiales

10 16 al 30 de Abril | 2012

SE INCoRPoRA CoMo SUPUESTo, El FINANCIAMIENTo ADICIoNAl ANUNCIADo DEl BCB PARA PRoyECToS DE INDUSTRIAlIzACIÓN PoR $US. 1.307 MM, El CUAl SERÁ INClUIDo EN El PGE 2012 “ “Plan de Inversiones 2012 YPFB Corporación

PETRÓLEO & GAS

texto: frAncO GArcíA S.

Las inversiones para el periodo 2012-2016, que ascienden a $us 10.106 mi-llones en el sector hidrocarburos en el

país, serán financiadas en 52% con recursos propios de las empresas operadoras y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), según el plan aprobado por el Direc-torio de la estatal petrolera el mes pasado.

De acuerdo al documento, se carece aún del 30,76% del financiamiento para el Plan; las empresas subsidiarias/operadoras aportan con recursos propios en un 44,99% e YPFB con 7,22% . Además el 16,94% pro-vendrá del crédito del Banco Central de Bo-livia (BCB), y tan solo el 0.10% corresponde a financiamiento del Tesoro General de la Nación (TGN) para el proyecto de Redes de Gas Domiciliario.

En la gestión 2011 el TGN aportó para Redes de Gas $us 50 millones. Se indica que si bien para el 2012 esta contribución bajó a $us 10 millones (para red domiciliaria de la Ciudad del Alto), es posible que en los próximos años siga financiando en alguna proporción las inversiones requeridas por ser un proyecto de alto impacto social.

Los datos de la situación del financia-miento del Plan de Inversiones 2012-2016 por actividad muestran que las etapas de exploración y explotación son financiadas con recursos propios de las empresas sub-sidiarias y operadoras privadas, para plantas de separación se obtienen fondos del BCB y recursos propios de YPFB, pero las otras actividades tienen un alto porcentaje sin fi-nanciamiento: Industrialización, Transporte, Refinación y Almacenaje, en ese orden de importancia.

Una revisión del Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB Corporación por año muestra que para 2012 el 10% no posee fi-nanciamiento, el 2013 el número llega a 22%, el 2014 sube aún más a 38%, el 2015 trepa a 46% y finalmente el 2016 se sitúa en 58%.

Los principales proyectos que no tie-nen financiamiento asegurado en el área de

Transporte son: Expansión Gasoducto Yacui-ba Río Grande Fase I (GYRG Fase I) ($us 151,15 MM), Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA Fase II ($us 25,80 MM), Expansión GIJA Fase II ($us 92,26 MM), Gasoducto GTC Fase I ($us 67,73 MM), Gasoducto Sucre Potosí Fase I ($us 21,48 MM), Poliducto Cochabamba – Montero ($us 159,22 MM), Ampliación PVT ($us 31,68 MM).

En el área de refinación se halla el pro-yecto de unidades de Isomerización a ser construidas en Cochabamba y Santa Cruz con un monto de $us 151 millones. En alma-cenaje se ubican los proyectos de amplia-ción, adecuación y continuidad operativa de plantas de almacenaje de YPFB Logística con un costo de $us 43,12 millones y plantas de aviación por $us 6,58 millones.

Finalmente el mayor monto se encuen-tra en industrialización con la implementa-ción de la planta de etileno – polietileno con $us 1.756,83 millones y otros proyectos por $us 601,66 millones. En total el financiamien-to no asegurado en el sector hidrocarburos suma $us 3.108,66 millones.

Por otro lado el informe oficial resalta que actualmente YPFB ejecuta proyectos con recursos propios de las empresas subsi-diarias y con el préstamo que el Banco Cen-tral de Bolivia ha otorgado a la estatal petro-lera por un monto de $us. 700 millones.

A su vez el análisis del Plan de Inver-siones 2009-2015 de YPFB presenta como una debilidad la utilización prioritaria de los recursos propios como fuente de finan-ciamiento y que no se hayan identificado recursos externos a las empresas para finan-ciar más proyectos de inversión.

En este marco se explica que la carencia de estructura de gobierno corporativo, no permitió la elaboración de una Estrategia de Financiamiento de la Corporación.

Además de ello, los titulares de los con-tratos de operación encaran sus actividades con financiamiento propio. En general, exis-ten fuentes de financiamiento que la Cor-poración ya ha utilizado o está utilizando y otras que están disponibles en el mercado nacional e internacional, pero que todavía no se recurrió a ellas.

lA PlANTA DE ETIlENo – PolIETIlENo CARECE DE $US 1.756,83 MM

Las inversiones entre 2012 y 2016 ascienden a $us.10.106,92 millones en el sector hidrocarburos en el país. De este monto, no está asegurado $us 3.108,66 millones.

En cuanto a los mercados locales (banca y valores), se señala que durante gestiones anteriores YPFB Transporte SA ha emitido bonos públicos los cuales fueron adquiridos en su totalidad por las AFPs. La subsidiaria de YPFB Corporación también contrajo deu-da de la banca comercial.

Por su parte YPFB Casa Matriz no tiene ninguna experiencia en acceso al merca-do de valores y tampoco en la obtención

de crédito comercial. Para el futuro estas fuentes se presentan como alternativas rea-lizables, ya que tienen respaldo normativo y además el mercado tiene alta liquidez.

Respecto a mercados internacionales (valores y banca) se indica que ninguna de las empresas de YPFB acudió a mercados in-ternacionales. Sin embargo, para empresas petroleras son fuentes de financiamiento de proyectos. ▲

Uno de los objetivos contenidos en el Plan de Inversiones 2012-2016 es la definición de pa-rámetros para una estructura óptima de capital para el financiamiento de proyectos en el sec-tor upstream y downstream.

En este sentido, se tiene previsto lograr que en el mediano plazo, todas las empresas subsi-diarias sean autostenibles financieramente (se

refiere particularmente a YPFB Logística y YPFB Aviación), conformación de un fondo de finan-ciamiento, establecimiento de una estructura óptima de capital referencial para cada empre-sa de la Corporación y clasificación de los pro-yectos por su objetivo (social o rentable) y por actividad de la cadena hidrocarburífera.

Asimismo se apunta a la diversificación

de mecanismos y fuentes de financiamiento, promoción del financiamiento y otro tipo de cooperación entre empresas al interior de la Corporación, anticipo oportuno de las barre-ras que impiden el acceso al financiamiento, además de análisis y evaluación de la norma-tiva financiera vigente y su impacto en YPFB Corporación.

buscan quesubsidiarias sean autosostenibles

recursos propios costearán 52% del plan de inversiones de YpFb; 30% sin FinanciamientoSITUACIÓN DE FINANCIAMIENTo DEl PlAN DE INVERSIoNES

2012-2016 PoR ACTIVIDAD

SITUACIÓN DE FINANCIAMIENTo DEl PlAN DE INVERSIoNES 2012-2016 PoR Año

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

2.500

2.000

1.500

1.000

500

02012 2013 2014 2015 2016

TGN Recursos Propios YPFB BCB

Sin Financiamiento Empresa Subsidiaria/Operadora

Empresa Subsidiaria/Operadora Recursos propios YPFB

BCB TGN Otros Sin financiamiento

Indu

stria

lizac

ión

Expl

otac

ión

Tran

spor

te

Expl

orac

ión

Dist

ribuc

ión

de G

N p

or R

edes

Sepa

raci

ón d

e Lí

quid

os

Refin

ació

n

Com

erci

aliz

ació

n

Alm

acen

aje

Ges

tión

Soci

oam

bien

tal

Fuente: Plan de Inversiones 2012-2016 YPFB

1116 al 30 de Abril | 2012

DURANTE GESTIoNES ANTERIoRES yPFB TRANSPoRTE EMITIÓ BoNoS PúBlICoS qUE FUERoN ADqUIRIDoS EN SU ToTAlIDAD PoR lAS AFPS, TAMBIéN CoNTRAJo DEUDA DE lA BANCA CoMERCIAl“ “Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB Corporación

PETRÓLEO & GAS

recursos propios costearán 52% del plan de inversiones de YpFb; 30% sin Financiamiento

A nivel regional, no podemos pasar por alto el éxi-to alcanzado por la brasileña Petrobras y la colombiana Ecopetrol, eso gracias al modelo de apertura a la in-versión privada aplicado mediante la oferta de valores en el sistema bursátil, medida que les permite captar los recursos económicos necesarios para financiar sus planes y actividades.

En el caso de YPFB Corporación, ingresar al mer-cado de valores para financiar sus operaciones signi-ficaría una serie de drásticos cambios estructurales. Para eso, el primer paso debería ser romper el estre-cho vínculo que actualmente existe entre los aspectos técnico-empresariales y los aspectos políticos, luego viene el reto de la apertura a la inversión privada en la figura de accionistas lo que implicaría una estricta fis-calización y la necesidad de implementar altos están-dares de transparencia en lo que a información técnica y financiera se refiere.

Asumir ese modelo sería, sin duda, la mejor mane-ra de hacer competitiva a la Corporación YPFB fuera de nuestras fronteras, lo contrario significaría mante-nerse en el modelo actual cuya vigencia se aleja cada vez más de la tendencia global, como ejemplo regio-nal podemos citar el caso de PetroPerú y Pemex que ya optaron por salir a la Bolsa dejando atrás el modelo que YPFB Corporación aún mantiene vigente.

En lo que se refiere a los créditos de la banca así como los créditos de organismos internacionales, sa-bemos que YPFB Corporación y sus subsidiarias ya ac-cedieron a los mismos, sin embargo desde mi punto de vista, las condiciones de esos créditos no siempre son las más favorables y la información disponible al respecto no es del todo transparente.

Tomemos como ejemplo el crédito del Exim Bank de China para la compra de tres equipos de perfora-ción, son 60 millones de dólares a 20 años plazo con 5 años de gracia y un interés anual del 2%. Eso significa que los tres equipos le terminarán costando a YPFB Corporación 75 millones de dólares, me parece mucho dinero por tres equipos de perforación. Estoy seguro de que en el mercado internacional existen alterna-tivas y condiciones mucho más favorables que no se han considerado.

‘APERTURA A INVERSIÓN PRIVADA, VíA oFERTA DE VA-loRES EN SISTEMA BURSÁTIl’

Bernardo Prado, director de HidrocarburosBolivia.com

oPINIÓN FUENTES DE FINANCIAMIENTo DISPoNIBlES

Fuente Descripción

Banco Central de Bolivia SANO 202/2009

Mercados locales (valores y banca)

Mercados internacionales (valores y banca)

Organismos Multilaterales

Recursos Propios YPFB y Empresas subsidiarias

Socios privados / acciones

Agencias de Crédito a la Ex-portación (ECAs)

Donaciones

Municipios y Gobernaciones

TGN

Fondo de Redes

Las condiciones del crédito son concesionales con una tasa de interés de 1% anual y 5 años de gra-cia. Los recursos están siendo utilizados en el financiamiento de proyectos de Plantas de Separación de Líquidos, proyectos de Transporte e Industrialización. Los recursos no son suficientes para cubrir la totalidad de las necesidades

Tienen condiciones de mercado plazos e intereses. Durante gestiones anteriores YPFB Transporte ha emitido bonos públicos los cuales han sido adquiridos en su totalidad por las AFPs, también han contraído deuda de la banca comercial. YPFB Casa Matriz no tiene ninguna experiencia en acceso al mercado de valores y tampoco en la obtención de crédito comercial.Para el futuro estas fuentes se presentan como alternativas realizables, ya que tienen respaldo nor-mativo y además el mercado tiene alta liquidez.

Hasta la fecha ninguna de las empresas de YPFB Corporación ha acudido a mercados internacio-nales. Sin embargo, para las empresas petroleras son fuentes utilizadas en su financiamiento de proyectos.

Sus condiciones pueden ser concesionales, entre ellos se puede mencionar al BID, Banco Mundial, Corporación Andina de Fomento, Banco Islámico para el Desarrollo, etc. Dentro de la corporación, la única empresa que tiene experiencia acudiendo a estos organismos es YPFB Transporte que tiene un crédito con BID y CAF, que a su vez han gestionado un crédito sindicado con un grupo de bancos. Por sus características, esta fuente es una opción importante para los proyectos de YPFB Corporación.

Es la fuente que habitualmente ha sido utilizada y básicamente constituye reinversión de utilidades retenidas, esto influye en la no distribución de dividendos a los accionistas de las empresas subsi-diarias. A fin de optimizar los recursos propios son una fuente para cofinanciar, con el objetivo de apalancar un mayor financiamiento externo.

Es una fuente de financiamiento a través de patrimonio, consiste en el aporte de capital de socios a empresas de la corporación para la ejecución de proyectos. La CPE permite a YPFB asociarse con socios privados o públicos, nacionales o extranjeros, siempre y cuando la participación de YPFB no sea menor al 51%

Son instituciones que trabajan con fondos públicos y/o privados que proveen préstamos y seguros respaldados por un gobierno a distintas empresas. Estos servicios facilitan las actividades comer-ciales en el extranjero, particularmente en los países en donde existen altos riesgos financieros y políticos. Sus condiciones pueden ser concesionales, pero presentan la desventaja de estar atadas a un proveedor del país que otorga el crédito.

Esta fuente podría ser utilizada para financiar inversiones sociales.

Los municipios y gobernaciones puedes cofinanciar proyectos sociales, tal como distribución de gas por redes.

Esta fuente puede ser utilizada para financiar inversiones sociales que no son financieramente ren-tables, por ejemplo: distribución de gas por redes.

Fue creado para financiar la ampliación de redes de gas, por tanto su uso es exclusivo para este fin.

Fuente: Plan de Inversiones 2012-2016 YPFB

12 16 al 30 de Abril | 2012

yPFB CASA MATRIz, MEDIANTE lA GERENCIA NACIoNAl DE ExPloRACIÓN y ExPloTACIÓN, DISPoNDRÁ DE $US 30,4 MIlloNES EN lAS ÁREAS BoyUIBE, oVAI, CHARAGUA E ITAqUIqUI ENTRE 2012 y 2013 “ “Plan de Inversión 2012-2016 de YPFB Corporación

PETRÓLEO & GAS

INVERSIoNES (EN $US MM)

La mayor inversión en exploración en el país en el periodo 2012-2016 estarán a cargo de tres empresas:

YPFB Petroandina SAM, YPFB Chaco SA y Pluspetrol, en ese orden de importancia, según el plan aprobado el mes pasado en directorio de Yacimentos Petrolíferos Fis-cales Bolivianos (YPFB).

Es así que YPFB Petroandina SAM destinará $us 610,9 millones (MM) en los próximos cinco años en las áreas Lliqui-muni, Chepite, Chispani, Madidi, Secu-re, Aguaragüe Norte, Aguaragüe Sur A, Aguaragüe Sur B, Agüarague Centro, Iñau, Iñiguazu y Tiacia. La compañía dispondrá para exploración $us 81,1 MM en el 2012, $us 138,4 MM el 2013, $us 142,3 MM el 2014, $us 153,3 MM el 2015 y $us 89,8 MM el 2016.

En la sociedad conformada por Petró-leos de Venezuela (PDVSA) y YPFB se ha distribuido la programación de inversio-nes, en base a los compromisos del conve-nio energético y su grado de avance, du-rante los años precedentes. Además se ha incluido la inversión en Lliquimuni, Chepite

y Chispani para el año 2012. La inversión aprobada para el 2012 para exploración es de $us 232,6 MM, aunque considerando los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTPs) alcanza a $us 230,2 MM.

En segundo lugar, por monto de in-versión, aparece Pluspetrol con $us 295 millones para efectuar tareas en las áreas Tacobo, Bermejo y otros. El 2012 utilizará $us 41,3 MM, el 2013 $us 75 MM, el 2014 $us 80 MM, el 2015 $us 62 MM y el 2016 $us 37 MM.

Por su parte YPFB Chaco SA tiene pre-visto desembolsar $us 294,8 millones para exploración en las áreas Carohuaicho 8A, San Miguel/Lluviosa, Bloque Bajo R1, Siripi Camatindi San Martín Iqu, Chaqueña Ca-matindi San Martín HMP, Bulo Bulo Bloque Bajo (YTT), Katari Norte (R1), Katari Norte (YTT), Percheles Profundo, Vuelta Grande (VGR – X1001), Carrasco Este X2, Chimo-ré, Junin X1000, Caigua, DRO x1001, Ingre HMP. Solventará estos proyectos con $us 49,4 MM el 2012, $us 68,4 MM el 2013, $us 82 MM el 2014, $us 65 MM el 2015 y $us 30 MM el 2016.

Del mismo modo YPFB Andina pro-gramó $us 32 millones para realizar tareas de exploración en 2012 en las áreas Sirari 20 y Río Grande. Cabe aclarar sin embar-

Entre los próximos cinco años YPFB prevé en el sector hidrocarburos una inversión de $us 1.272,7 MM en exploración para incrementar reservas de gas en 7,79 TCF’s y 196,61 MMBbl de petróleo y condensado.

BolIVIA CUENTA CoN 53,5 MM DE HA DE INTERéS PETRolERo

YpFb petroandina, YpFb chaco Y pluspetrol liderarán exploración

texto: frAncO GArcíA S.

49,4 68,4 82,0 65,0 30,0 32,6 0,0 0,0 0,0 0,0 11,1 19,3 0,0 0,0 0,0 87,1 138,4 142,3 153,3 89,8 50,0 75,0 80,0 62,0 37,0 230,2 301,1 304,3 280,3 156,8

350

300

250

200

150

100

50

0

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

35

30

25

20

15

10

5

0

25

20

15

10

5

0

En el caso de Petroandina, se ha distribuido la programación de inversiones, en base a los compromisos del Con-venio Energético y su grado de avance, durante los años precedentes. Además se ha incuido la inversión en Lliqui-muni, y Chispani para el año 2012.

La inversión aprobada en el programa de inversiones 2012 para exploración es de $us 232,6 MM. Considerando los PTPs Aprobados, alcanza a $us 230,2 MM.

Inversión Total Estimada en Exploración 2012-2016 $us 1.272,7 MMPromedio Anual $us 254,5 MM

YPFB Chaco SA

YPFB Andina SA

YPFB Casa Matriz

YPFB Petroandina

Operadoras

TOTAL EXPLORACIÓN

2012 2013 2014 2015 2016 2012 2013 2014 2015 2016

2012 2013 2014 2015 2016 2012 2013 2014 2015 2016

go, que si resulta positiva la perforación en Sararenda X-1, se continuará con otro pozo para confirmar su potencial hidro-carburífero.

Asimismo YPFB Casa Matriz, mediante la Gerencia Nacional de Exploración y Ex-plotación, dispondrá de $us 30,4 millones en las áreas Boyuibe, Ovai, Charagua e Ita-

Área/Proyecto Exploratorio 2012-2016

Carohuaicho 8A (HPM) 65,0San Miguel/Lluviosa Bloque Bajo R1 16,0Siripi Camatindi San Martín Iqu 12,0Chaqueña Camatindi San Martín HMP 25,0Bulo Bulo Bloque Bajo (YTT) 7,0Katari Norte (R1) 16,0Katari Norte (YTT) 7,0Percheles Profundo 25,0Vuelta Grande (VGR-X1001) 0,8Carrasco Este X2 13,0Chimoré 41,0Junín X1000 3,8Caigua 7,3DRO X1001 10,9Ingre HMP 45,0Total Exploración YPFB Chaco 294,8

Área/Proyecto Exploratorio 2012-2016

Aguarague Sur A 82,4Iñau 144,6Iñiguazu 144,6Aguarague Sur B 64,1Aguarague Norte 74,1Aguarague Centro 28,0Tiacia 42,9Lliquiminu 29,4Madidi 0,0Chepite 0,3Secure 0,0Chispani 0,5Total Exploración YPFB Petroandina 610,9

Área/Proyecto Exploratorio 2012-2016

Sirari 20 8,6Río Grande 24,0Total Exploración YPFB Andina 32,6

INVERSIoNES yPFB CHACo (EN $US MM)INVERSIoNES yPFB PETRoANDINA (EN $US MM)

INVERSIoNES yPFB ANDINA (EN $US MM)INVERSIoNES yPFB CASA MATRIz (EN $US MM)

49,487,1

32,6

11,1

138,4

0,0

19,3

142,3

0,00,0

153,3

0,00,0

89,8

0,00,0

68,4

82,0

65,0

30,0

Área Proyecto 2012- 2016

Boyuibe Exploración, perforación 30,0 prospecto Itaguazurenda

Ovai Perforación Exploratoria 0,0 Pozo Cañadas -X1 o Chorritos-X1

Charagua Perforación Exploratoria 0,3 Pozo Laguna-X1e Itatiqui Intervención y re-habilitación 0,1 del Pozo Itatiqui-X1

Total Exploración Casa Matriz 30,4

Fuente: Plan de Inversiones 2012-2016 YPFB

1316 al 30 de Abril | 2012

ENTRE lAS ESTRATEGIAS FIGURA El DESARRollo DE UN NUEVo CIClo ExPloRAToRIo, GESTIÓN PERMA-NENTE DE ESTA ACTIVIDAD, APoyo A ESTAS TAREAS y ExPloRACIÓN EN CAMPoS PRoDUCToRES“ “Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB Corporación

PETRÓLEO & GAS

16 ÁREAS RESERVADAS PARA yPFB, DISPoNIBlES

ExPloRACIÓN EN CAMPoSPRoDUCToRES

ÁREAS EN CoNTRATo DE oPERACIÓN CoN CoMPRoMISoS DE ExPloRACIÓN

DESARRollo DE UN NUEVo CIClo ExPloRAToRIo

Entre los próximos cinco años YPFB prevé en el sector hidrocarburos una inversión de $us 1.272,7 MM en exploración para incrementar reservas de gas en 7,79 TCF’s y 196,61 MMBbl de petróleo y condensado.

YpFb petroandina, YpFb chaco Y pluspetrol liderarán exploración

quiqui entre 2012 y 2013. Por su lado British Gas (BG) ha previs-

to invertir en 2012 $us 8,7 millones en las áreas La Vertiente, Taiguati, Escondido, Palo Marcado, Ibibobo, (bloque XX Este), mientras que la operadora Matpetrol efectuará tareas de exploración en Tata-renda.

En total para el periodo 2012-2016 YPFB prevé una inversión de $us 1.272,7 millones en labores de exploración para incrementar las reservas de gas natural en 7,79 Trillones de Pies Cúbicos (TCF’s por

sus siglas en inglés) y 196,61 MMBbl de pe-tróleo y condensado.

El objetivo de este Plan es incremen-tar los descubrimientos de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contrato en vigencia, a ser suscritos y en áreas ope-radas por YPFB Corporación.

Entre las estrategias para lograr este fin figura el desarrollo de un nuevo ciclo exploratorio, gestión permanente y sos-tenida de esta actividad, apoyo a estas tareas y exploración en campos produc-tores. ▲

El aspecto socio ambiental se cons-tituyó en un elemento de freno a la rea-lización de las actividades exploratorias con tiempos de licenciamiento ambien-talmente excesivos, señala la estatal pe-trolera.

De 9 áreas de contratos de operación, tres se encuentran en Fuerza Mayor (Tui-chi, Río Hondo y Amboró – Espejo), y de 2 se levantó la fuerza mayor a inicios del 2012 (Chimoré I y Sara Boomerang 2).

En YPFB Corporación: las áreas Ca-

matindi, Isarsama, Madidi, Sécure tienen sobreposición con áreas protegidas. Am-boró – Espejo, se encuentran en Fuerza Mayor.

YPFB ha firmado el año 2006, 43 Con-tratos de Operación con 16 empresas pe-troleras legalmente establecidas en el país que desarrollan actividades de Exploración y Explotación. La actividad exploratoria mediante Contratos de Operación se ex-tiende en 172.125 ha. en Zona Tradicional y 1.846.875 ha. en Zona No Tradicional.

se levantó Fuerza maYor en dos áreas en este año

La inversión 2012-2016 de las empresas Operadoras en exploración asciende a $us 304,0 MM

2012 2013 2014 2015 2016

Área/Proyecto Exploratorio 2012-2016Tacobo y Otros 295,3Bermejo y Otros 0,0Total Exploración Pluspetrol 295,3

Pluspetrol

BG Bolivia

MatPetrol

Área/Proyecto Exploratorio 2012-2016La Vertiente, Taiguati y Escondido 0,4Palo Marcado, Ibibobo (Bloque XX Este) 8,3Total Exploración BG Bolivia 8,7

Área/Proyecto Exploratorio 2012-2016Tatarenda 0,005Total Exploración Matpetrol 0,005

INVERSIoNES oPERADoRAS (EN $US MM)

8,70,005

41,3

75,080,0

62,0

37,0

ÁREAS ExPloRAToRIAS DE ESTUDIoNro. ÁREAS DEPARTAMENTO 1 COBIJA PANDO 2 MANURIPI PANDO 3 TOROMONAS LA PAZ 4 NUEVA ESPERANZA LA PAZ 5 SAN FELIPE LA PAZ 6 ENERO LA PAZ 7 SAN BORJA BENI 8 LITORAL COCHABAMBA 9 IVIRZA COCHABAMBA 10 MADRE SELVA SANTA CRUZ 11 SAN SILVESTRE SANTA CRUZ 12 LA TIGRA SANTA CRUZ 13 MAROCOS SANTA CRUZ 14 ABAPÓ SANTA CRUZ 15 MENONITA SANTA CRUZ 16 AVISPA SANTA CRUZ 17 MONTEVERDE SANTA CRUZ 18 TITA-TECHI SANTA CRUZ 19 ABEJA SANTA CRUZ 20 COLIBRÍ SANTA CRUZ 21 FORTÍN PAREDES SANTA CRUZ

Nro. ÁREAS DEPARTAMENTO 22 OTUQUIS SANTA CRUZ 23 IZOZOG SANTA CRUZ 24 ORIENTAL* SANTA CRUZ 25 PELÍCANO CHUQUISACA-SCZ 26 LAS MORAS SANTA CRUZ 27 PETA SANTA CRUZ 28 MIRAFLORES CHUQUISACA-SCZ 29 AYOREO SANTA CRUZ 30 ALEGRÍA TARIJA 31 EL CHORE COCHABAMBA 32 YUARENDA TARIJA 33 SANTA CATALINA BENI 34 SAN ANDRÉS LA PAZ 35 CHACARILLA LA PAZ 36 TOLEDO LA PAZ-ORURO 37 TOTORANI ORURO 38 SANTA LUCÍA ORURO 39 GARCI MENDOZA ORURO 40 RÍO MULATO POTOSÍ 41 COLCHANI POTOSÍ 42 CASA GRANDE POTOSÍ

ÁREAS DE EXPLORACIÓN DEPARTAMENTOMadre de Dios PandoCedro Santa CruzSauce Mayu ChuquisacaHuacareta Chuquisaca-TarijaCoipasa OruroCorregidores PotosíBuena Vista ChuquisacaSayurenda TarijaVillamontes TarijaCarandaití Santa Cruz-Chuquisaca-TarijaManco Kapac CochabambaLa Guardia Santa CruzIguembe ChuquisacaEl Remate Santa CruzNuevo Horizonte Santa CruzPuerto Grether Santa Cruz

EMPRESA ÁREA DE Inversiones EXPLORACIÓN 2012-2016

YPFB Andina Sirari 8,64 Bulo Bulo 7,0 Katari Norte 13,0 Percheles 25,0 Chimoré 41,0YPFB Chaco Junín 3,8 Caigua 7,3BG Bolivia La Vertiente Taigua 0,42 EscondidoMatpetrol Tatarenda 0,01Pluspetrol Bermejo y Otros 0,02

EMPRESA ÁREA DE Inversiones EXPLORACIÓN 2012-2016YPFB Petroandina S.A. Amboró-Espejo Fuerza Mayor Sara Boomerang I Fuerza mayor levantada en enero 2012 Sara Boomerang III* ConcluidoYPFB Chaco S.A. Chimoré -I Fuerza mayor levantada en enero de 2012PETROBRAS Ingre En proceso deBOLIVIA devolución Río Hondo Fuerza MayorREPSOL YPF Charagua En proceso de devolución Tuichi Fuerza MayorTOTAL E&P Aquio** En cursoBOLIVIE

EMPRESA ÁREA DE Inversiones EXPLORACIÓN 2012-2016

YPFB Petroandina Lliquimuni 29,4 Chepite 0,3 Madidi Secure Aguarague Norte 74,1 Aguarague Sur A 82,4 Aguarague Sur B 64,1 Aguarague Centro 28,0 Iñau 144,6 Iñiguazu 144,6 Tiacia 42,9

Inversiones 2012-2016, $us 116,2 MM

*Se levantó la fuerza mayor en 2010**Pese a que las Áreas Ipati y Aquío son dos contratos de operación separados, en profundidades se trataría de la misma estructura (reservorio) compartida por ambas áreas. En tal sentido la suma de ambos recursos resultaría en el potencial total esperado de hidrocarburos para esa estructura

Inversiones 2012-2016, $us 610,9 MM

Fuente: Plan de Inversiones 2012-2016 YPFB

14 16 al 30 de Abril | 2012

lA SíSMICA 3D DE CHIMoRé ES UNo DE loS PRoyECToS MÁS GRANDES qUE TIENE lA CoMPAñíA, CoN UNA INVERSIÓN HISTÓRICA DE $US 32 MM PARA AMPlIAR lAS TAREAS DE ExPloRACIÓN“ “Rafael Martínez, presidente ejecutivo de YPFB Chaco

PETRÓLEO & GAS

YPFB Chaco SA inició el trabajo de sísmica 3D en Chimoré, que abarca más de 410 kilómetros cuadrados, la

superficie más amplia a la que se aplica esta técnica de investigación geológica.

Al respecto el presidente ejecutivo de la subsidiria de YPFB Coporación, Rafael Martínez Vaca, señaló que la sísmica 3D Chimoré es uno de los proyectos más gran-des que ejecutará su compañía, con una inversión histórica de $us 32 millones.

La ejecución de sísmica es importante ante la declinación de los pozos hidrocar-buríferos, por lo que se demanda nuevas áreas de explotación, lo que puede ser lo-grado mediante la exploración, enfatizó.

El estudio incluye los campos Bulo, Ka-tari y los bloques de exploración Isarzama, San Miguel y Chimoré I, donde se utilizará un explosivo nacional- fabricado en Cocha-bamba por la empresa Fanexa-, el cual fue exitoso en los proyectos de Vuelta Grande y Percheles, indicó Pedro Torquemada, ge-rente general de YPFB Chaco.

El sistema 3D se caracteriza porque activa las detonaciones a través de un im-pulso eléctrico, técnica que disminuye las posibilidades de accidentes en el momento de ejecutar la carga. Para Torquemada, este es un aspecto importante, puesto que para desarrollar el proyecto se cargarán 34 to-neladas de explosivos en toda la zona que abarca el estudio.

En cuanto a los equipos a utilizarse para esta labor, se informó que son de última tecnología y fueron diseñados específica-mente para trabajar en zonas intransita-bles, como es el caso del proyecto sísmica 3D Chimoré. Entre estos encuentran: los portátiles, de aire, percusión e hidráulicos

El trabajo se realizará en 410 Km, que abarca los campos Bulo, Katari y los bloques de explo-ración Isarzama, San Miguel y Chimoré I. Se realizó la primera detonación simbólica.

yPFB CHACo INAUGURÓ El PRoyECTo

chimoré, la superFicie con sísmica 3d más extensa

chimoré. LIZZETT VArGAS O.

El presidente de YPFB Chaco, Rafael Martínez, participó junto a las autoridades en la bendición del proyecto.

La inauguración de los trabajos se realizó en presencia de más de tres mil personas que asistieron al estadio de Entre Ríos.

El Presidente del Estado, Evo Morales, junto al presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, en el campamento de Chimoré.

que serán utilizados para perforar 10.700 pozos de nueve metros de profundidad y dos pulgadas de diámetro, que luego serán llenados de explosivos.

De acuerdo al cronograma de la empre-sa YPFB Chaco SA, el estudio geológico du-rará 100 días. Paralelamente a este trabajo se realizarán tomografías y registro de da-tos en cada 20% de avance en el proyecto. Concluido el estudio de sísmica, estos da-tos serán procesados durante ocho meses, los que mostrarán una posible estructura que permitirá la creación de un proyecto o el pozo a perforarse a partir de 2013.

Según la valoración de Torquemada, la utilización de esta tecnología (sísmica 3D) evita la ejecución de inversiones millonarias en pozos que no garantizan potencialidad hidrocarburífera.

El cronograma del proyecto arrancó a inicios del 2011 con el permiso de estudio ambiental. En enero de este año se firmó el contrato con la empresa South Ameri-can Exploration (SAE) que está a cargo del proyecto, el cual debe ser concluido entre septiembre y octubre de este año.

De acuerdo al informe oficial, estiman un potencial de recursos gasíferos de 0,5 a 0,9 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés), que pueden ser desarrolla-dos en el futuro. En términos económicos,

UBICACIÓN. El proyecto está ubicado en los municipio de Entre Ríos y Puerto Villarroel. Comprende una sísmica de 410 kilómetros cuadrados.TRABAJOS. 1.700 kilómetros de línea topográfica y la perforación de 10.700 pozos que serán cargados con 3 kilos de explosivos sísmicos cada uno.

SíSMICA 3D CHIMoRérepresenta recaudaciones de $us 630 millo-nes a $us 4 mil millones para los próximos 15 años.

El acto de inauguración de este pro-yecto se realizó en Entre Ríos, Cochabamba y contó con la participación del Presiden-te del Estado Plurinacional, Evo Morales Ayma, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, y el ministro de hidrocar-buros y Energía, Juan José Sosa, entre otras autoridades. ▲

Foto

s: Li

zzet

t Var

gas /

Rep

orte

Ene

gía

1516 al 30 de Abril | 2012

ES El TRAMo (DE 78 kIlÓMETRoS) TéCNICAMENTE MÁS CoMPlEJo PoR lA INESTABIlIDAD DE lA zoNA y, DEBIDo A SU ToPoGRAFíA, REqUIERE DE oBRAS ESPECIAlES DE INGENIERíA“ “Informe YPFB Transporte SA

PETRÓLEO & GAS

Esta fase de 78 kilómetros de longitud tiene una inversión de $us 58 millones. En agosto del 2011 concluyó el primer hito, y se incrementó la capacidad de transporte hasta 49,6 MMpcd. Una vez concluya los trabajos, el GCC transportará 120 MMpcd.

PREVéN SU PUESTA EN oPERACIÓN EN JUlIo DE ESTE Año

tramo ii de gcc con 70% de avance

De acuerdo a datos de YPFB Transpor-te SA, el tramo II del Gasoducto Ca-rrasco Cochabamba (GCC) registra

un avance físico del 70% hasta inicios de este mes y se prevé su inauguración y puesta en operación en julio de este año.

Este tramo de 78 kilómetros, que inició su construcción en abril del 2011, resultó la más complicada, comparada con las otras dos etapa que ya fueron inauguradas. “Es el tramo técnicamente más complejo por la inestabilidad de la zona y, debido a su topo-grafía, requiere de obras especiales de inge-niería”, señala el informe de la subsidiaria de YPFB.

El Consorcio boliviano conformado por Serpetbol – IST es el encargado de la cons-trucción del tramo II que en agosto del 2011 concluyó el primer hito, con lo que se logró incrementar la capacidad de transporte hasta 49,6 MMpcd (millones de pies cúbicos diarios).

Una vez concluya el tramo II, la capacidad total del GCC se incrementará a 120 MMpcd.

El costo de la construcción del tramo II del GCC asciende a $us 58 millones, que sumados a la inversión en el tramo I y III de $us 57 millones y $us 32 millones, respectiva-mente, suman en total $us 147 millones, con una longitud de 250 kilómetros de línea de 16 pulgadas.

texto: Edén GArcíA S.

El consorcio boliviano conformado por Serpetbol – IST es el encargado de la construcción del tramo II. En la foto se observan los últimos trabajos realizados en el cruce aéreo río Santa Isabel.

Geográficamente este gasoducto se encuentra ubicado en el departamento de Cochabamba. El inicio se sitúa en la estación de medición de Entre Ríos y el gas se toma-rá del gasoducto GCY (gasoducto Carrasco –Yapacaní). La estación cabecera será la de Carrasco.

El GCC en sus tres tramos cruza zonas llanas, sub andinas y andinas y concluye en

la sector de Arrumani, en las cercanías de Huayñacota, empalmándose al ducto de 12 pulgadas de DGHV (Derivación Gasoducto Huayñacota – Valle Hermoso), que permite dotar de gas a la termoeléctrica de Valle Her-moso, a la refinería Gualberto Villarroel y a la ciudad de Cochabamba.

Cabe recordar que la construcción del tramo III de 65 kilómetros y la transformación

temporal del Oleoducto Carrasco Cocha-bamba (OCC) en gasoducto, concretando la capacidad de transporte de gas al occidente de 22 MMpcd, fueron concluidas en mayo del 2009.

A su vez el tramo I de 108 kilómetros fue inaugurado en octubre de 2010, aumen-tando la capacidad de transporte hasta 33 MMpcd. ▲

Foto

: YPF

B Tr

ansp

orte

SA

16 16 al 30 de Abril | 2012

ESTAMoS HACIENDo ToDo lo qUE PoDEMoS PARA DETENER lA FUGA TAN RÁPIDo CoMo SEA PoSIBlE y MINIMIzAR El IMPACTo EN El MEDIo AMBIENTE, qUE PENSAMoS ES RElATIVAMENTE MENoR“ “Andrew Hogg, gerente de Comunicación de Total en el Reino Unido

INTERNACIONAL

La petrolera francesa Total inició los trabajos para detener una fuga de gas, que fue detectada el pasado 25

marzo en su plataforma de Elgin, ubicada en el Mar del Norte, frente a las costas de Escocia.

Este incidente obligó a Total a la eva-cuación de esta instalación, en el que tra-bajaban 238 personas y de otras dos de la compañía Shell, situadas en las inmedia-ciones. Además, se estableció una zona de exclusión aérea y marítima de dos millas al-rededor del sitio por razones de seguridad.

La fuga que alcanza los 200 mil metros cúbicos de gas por día, se encuentra en una formación rocosa a cuatro mil metros de profundidad en un pozo que fue cerrado hace un año aproximadamente.

Entre los primeros trabajos que realizó la petrolera francesa fue la inspección de la plataforma de Elgin.

Tres empleados de Total y cinco de la sociedad especialista Wild Well Control, contratada por la petrolera francesa para asesorar en la mejor solución de este pro-blema, pasaron cuatro horas sobrevolando el área a bordo de un helicóptero, con el objetivo de establecer el estado de la zona de la fuga, definir zonas de acceso seguras, recolectar datos diversos sobre el pozo ave-riado y determinar el tipo de equipo que se requerirá para las operaciones de control de la fuga.

“Hemos alcanzado nuestros objetivos. Todo se desarrolló como se esperaba y la intervención prevista en el pozo es realiza-ble”, dijo un especialista de la empresa Wild Well Control, que participó en la verifica-ción.

El equipo de reconocimiento detectó que la fuga está en la boca de uno de los pozos de la plataforma y no hay derrame bajo el agua.

Según fuentes de la empresa, la prime-ra medida para controlar el escape es inyec-tar una mezcla de lodo en el pozo afectado, tarea que comenzará en estos días de abril y se extenderá durante aproximadamente un mes.

Al mismo tiempo, se realizan prepara-tivos para perforar un pozo de alivio y otro de seguridad, lo cual puede demorar hasta seis meses, ya que requiere taladrar 4 kiló-metros de roca con meticulosa precisión a fin de interceptar la burbuja de gas.

“Estamos haciendo todo lo que pode-

El flujo de la fuga alcanza los 200 mil metros cúbicos diarios. La petrolera Total evacuó a los 238 trabajadores y se estableció una zona de exclusión aérea y marítima.

lA PETRolERA GASTA $US 1,5 MIlloNES Al DíA

total busca detener Fuga de gas en planta de elgin

texto: rE y AGEncIAS

Este siniestro es considerado el más grande registrado en los útlimos 10 años en el Mar del Norte.

mos para detener la fuga tan rápido como sea posible y minimizar el impacto en el medio ambiente, que pensamos que es re-lativamente menor”, indicó Andrew Hogg, gerente de Comunicación de Total en el Reino Unido.

La empresa estimó su pérdida operati-va neta de la fuga en $us 1,5 millones por día, pero todavía no hay una estimación general del costo del impacto.

Total recibió las primeras señales de problemas en este pozo un mes antes del incidente. “El 25 de febrero comenzamos a observar una presión irregular en la tapa

del pozo G4 en el yacimiento Elgin”, señaló Philippe Guys, director ejecutivo de Total en el Reino Unido en una conferencia de prensa en Aberdeen, Escocia situada a 240 kilómetros del incidente.

El ejecutivo refirió que la compañía res-pondió en cuestión de días para regular la presión en el pozo. “El 25 de marzo obser-vamos un repentino incremento en la pre-sión seguido de un escape de lodo y gas”, agregó.

Pese a que este siniestro es considera-do como el más grande registrado en los últimos 10 años en la zona, Total descartó

los temores que se manejaban sobre una posible explosión en la plataforma.

Cabe señalar que en el año 1999 Total tuvo otro incidente por un derrame de petróleo que ocasionó daño a una vasta extensión de la línea costera y a la vida silvestre en la bahía de Vizcaya. Esto ocu-rrió cuando el buque denominado Erika que había alquilado la petrolera, se averió durante una tormenta y derramó cerca de 20.000 barriles de petróleo.

La producción anual de gas de Total en sus distintas plantas en el mundo asciende a los 50 mil millones de metros cúbicos. ▲

Foto

: Elg

in p

latfo

rm. a

rabi

anoi

land

gas.c

om

1716 al 30 de Abril | 2012

SI BIEN lA PRoDUCCIÓN EN ESTA FECHA ES BAJA, El PERJUICIo AUMENTARÁ A PARTIR DE lA 2DA qUINCENA DE ABRIl CUANDo El 90% DE CooPERATIVAS DEl PAíS ENTREN EN oPERACIÓN“ “Isaac Meneses, viceministro de Cooperativas Mineras

MINERíA

Después que el Gobierno Nacional promulgara hace cinco meses la Ley 690, que autoriza al Banco Cen-

tral de Bolivia (BCB) la compra directa de oro a los cooperativistas, esta medida aún no se concreta por falta de reglamentación.

Isaac Meneses, viceministro de Coope-rativas Mineras, afirmó a Reporte Energía que existe un problema en la reglamen-tación para la comercialización del metal precioso, situación que tiene estancada la venta de 50 kilos de oro al BCB, a cargo de la Comercializadora Minera (Comermin).

“Si bien la producción en esta fecha es baja, el perjuicio aumentará a partir de la segunda quincena de abril, cuando el 90% de las cooperativas del país entran en ope-ración”, agregó.

La definición de una reglamentación permitirá controlar la producción y comer-cialización aurífera a nivel nacional, princi-palmente de las cooperativas, registro que representan una de las principales debilida-des del sector, explicó Meneses.

Por otro lado, indicó que las alícuotas de regalías, tanto en Perú como en Chile y Brasil son menores a las de Bolivia, lo que provoca que la mayoría de la producción nacional de oro se vaya por contrabando, situación que será frenada cuando se defi-na su adecuación.

De acuerdo con el Viceministerio del sector, hasta fines de abril prevén que se concluya la reglamentación para la venta de oro y con ella la Ley minera.

“Nosotros no estamos trabajando di-rectamente con la reglamentación, pero si, los actores directamente relacionados, como las empresas estatales, privadas, coo-perativizadas y las autoridades del sector”, señaló Meneses.

Entretanto, señaló que más de 1600 cooperativistas a nivel nacional, están sien-do capacitados para el cambio del sistema de producción manual por el sistematiza-do. A la vez, reciben asistencia técnica en el tema administrativo, ambiental, seguridad industrial y comercialización.

En cuanto a equipamiento y maquina-rias, en los últimos tres años se entregaron compresoras y perforadoras para el sector cooperativo a través del programa Evo Cumple. En algunos casos, como el de Po-tosí, se dotó de tres ingenios.

Para esta gestión, vía el proyecto gu-bernamental Empleo en las Áreas Mineras

Hasta finales de abril deberán adecuar la reglamentación para la comercialización de oro al Banco Central. Actualmente la Comercializadora Minera tiene listo 50 kilos de metal precioso.

CooPERATIVISTAS ESPERAN lA NUEVA lEy

Falta de reglamentación Frena la venta de oro

texto: LIZZETT VArGAS O.

La principal actividad aurífera se encuentra en el occidente del país con la minería aluvial.

de Bolivia (Empleomin), se continuará la entrega de equipamiento y herramientas. Este es un fondo de financiamiento de 10 millones de euros por la Unión Europea y tres millones de euros como contraparte del Estado boliviano.

Asimismo, prevén que para este mes a través del Fondo Financiero Minero (Fofim), la entrega de créditos en función de los proyectos mineros solicitados por los coo-perativistas. Para este año se presupuestó una cartera de 40 millones de bolivianos, en el marco del mejoramiento al sistema productivo de este sector. ▲

lEy 690

Foto

: Min

ister

io d

e M

iner

ía y

Met

alur

gia

NORMA. Autoriza al Estado boliviano la compra de oro destinado a incrementar las Reservas Internacionales Netas (RIN) y que también faculta al Banco Central de Bolivia (BCB) adquirir el metal precio-so de empresas mineras estatales.PRECIO. Se establece que el instituto emisor pagará el precio determinado en base a la cotización internacional del oro, pero con las deducciones que correspondan, aplicando la tasa efec-

tiva del impuesto al valor agregado (IVA).ESTADÍSTICAS. Según informe de BCB, hasta 2011 el oro en las RIN bordeó los $us 2.400 millones. Así, el BCB contaba con 42 toneladas de oro, de las cuales 19 son barras de oro que se llevaron al ex-terior en 1999. En 2012, el BCB prevé comprar de una a dos toneladas de oro a los cooperativis-tas mineros.

18 16 al 30 de Abril | 2012

ESTADíSTICAS

con el auspicio

de:

con el auspicio de: 24 10,8862 0,9766 0,9344 3,8283 10,50 12800,00 142,24 35,5700 1778,5027 10,6458 0,9777 0,9278 3,8263 35,0900 1765,0028 10,9316 1,0149 0,9632 3,9258 35,6000 1774,5029 10,9973 1,0124 0,9639 3,8932 10,50 12800,00 142,24 37,2300 788,001 10,8295 0,9775 0,9448 3,8871 34,5600 1721,002 10,7161 0,9675 0,9471 3,8893 10,50 12800,00 142,24 35,2100 1714,505 10,3873 0,9625 0,9378 3,8560 34,1800 1698,00 6 10,2852 0,9380 0,9106 3,7807 33,2200 1685,507 10,1809 0,9251 0,9011 3,7467 10,50 12700,00 142,24 33,1700 1682,508 10,3646 0,9462 0,9153 3,8047 34,0900 1701,50 9 10,2761 0,9480 0,9194 3,8056 10,40 12700,00 142,24 33,8700 1699,50

PRECIoS DIARIoS - METAl BUllETIN (DEl 24-02 Al 09-03-2012)

$us.

/o.T

.

$us.

/o.T

.

$us.

/l.F

.

$us.

/l.F

.

Fuen

te: M

inist

erio

de

Min

ería

y M

etal

urgi

aFu

ente

: CN

DC

DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA EN Mw (Jul 2011-Abr 2012) GENERACIÓN MÁXIMA DIARIA EN Mw (Ago 2011-Abr 2012)

DíAS ESTAÑO PLOMO ZINC COBRE BISMUTO ANTIMONIO wOLFRAM PLATA ORO $us/L.F. $us/L.F. $us/L.F. $us/L.F. $us/L.F. $us/T.M.F. $us/U.L.F. $us/O.T. $us/O.T.

1839181917991779175917391719169916791659

37,5037,0036,5036,0035,5035,0034,5034,0033,5033,00

4,114,064,013,963,913,863,813,763,713,66

1,061,041,021,000,980,960,940,920,900,88

14 15 16 17 20 21 22 23 24 27 28 29días días días días

14 15 16 17 20 21 22 23 24 27 28 29 14 15 16 17 20 21 22 23 24 27 28 29 14 15 16 17 20 21 22 23 24 27 28 29

Cushing, OK wTI Spot Price FOB

(Dollars per Barrel)

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars

per Barrel)

Fecha

Mar 21, 2012 106,87 123,89Mar 22, 2012 104,98 122,49Mar 23, 2012 106,43 125,21Mar 26, 2012 107,07 125,85Mar 27, 2012 107,32 125,25Mar 28, 2012 105,4 124,41Mar 29, 2012 102,79 123,23Mar 30, 2012 103,03 123,41Abr 02, 2012 105,25 124,44Abr 03, 2012 104,02 125,66Abr 04, 2012 101,53 123,04Abr 05, 2012 103,29 123,58Abr 09, 2012 102,45 Abr 10, 2012 101,12 121,89

ElECTRICIDAD

MINERíA

HIDRoCARBURoS

Dia Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr (al 10)1 988,0 1.059,5 1.003,1 1.010,2 1.079,6 832,8 1.045,2 1.042,6 968,52 1.009,9 1.073,2 949,3 920,3 1.100,5 914,6 1.046,2 1.058,0 1.093,63 1.019,3 1.011,0 1.090,0 1.083,6 1.037,3 1.060,6 1.069,1 1.022,0 1.107,34 1.024,7 987,6 1.103,1 1.093,3 977,5 1.093,4 979,0 946,5 1.102,95 1.001,5 1.068,2 1.088,0 1.024,7 1.094,6 1.093,3 949,3 1.087,7 1.049,56 886,7 1.081,7 1.096,7 961,5 1.117,8 1.060,8 1.082,8 1.086,6 916,57 911,6 1.101,2 1.062,4 1.100,7 1.114,3 965,2 1.103,5 1.078,6 971,18 1.024,8 1.048,4 969,3 1.089,7 1.070,0 954,4 1.113,5 1.073,8 931,79 1.049,3 1.034,4 939,4 1.106,4 1.076,5 1.067,6 1.039,7 1.085,7 1.085,710 1.031,8 988,0 1.071,2 1.118,1 1.034,2 1.039,5 992,6 1.026,1 1.075,6

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

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

Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr(al 10)CRE - Santa Cruz 347,7 386,7 404,8 401,0 415,2 422,4 413,8 399,7 408,0 405,4ELECTROPAZ - La Paz 271,6 272,4 266,0 266,1 264,1 260,0 255,3 261,0 265,5 262,1ELFEC - Cochabamba 166,1 169,8 171,2 172,4 170,1 170,6 164,1 166,9 165,0 165,2ELFEC - Chimoré 8,9 10,2 9,9 9,7 9,9 9,5 9,2 9,5 9,5 9,4ELFEO - Oruro 50,6 51,8 51,2 50,1 48,6 49,9 49,2 50,5 51,9 51,2ELFEO - Catavi 18,7 18,4 18,4 17,1 16,5 17,1 16,0 17,6 19,2 16,8CESSA - Sucre 37,6 38,4 38,5 38,8 38,1 40,2 37,6 39,0 39,1 37,8SEPSA - Potosí 38,1 39,3 38,3 38,9 38,2 39,4 39,5 39,7 41,1 38,9SEPSA - Punutuma 7,6 7,4 7,3 6,9 6,7 6,7 6,3 6,4 6,6 6,4SEPSA - Atocha 11,5 11,3 10,9 10,7 10,6 10,4 10,1 10,6 11,0 11,1SEPSA - Don Diego 5,8 5,7 5,9 5,9 5,7 5,7 5,5 5,8 6,3 5,7ENDE - Varios (2) 13,4 15,4 15,3 15,6 16,1 16,0 15,3 16,0 16,0 15,6SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 51,5 52,2 51,3 50,9 51,9 52,7 54,0 53,9 52,2 48,8Otros - C. No Regulados 15,2 15,2 15,2 15,0 15,2 15,1 15,1 14,8 14,8 12,7Varios (1) 2,2 2,2 2,0 2,0 2,0 2,1 2,2 2,0 TOTAL COINCIDENTAL 995,1 1.050,1 1.052,0 1.052,5 1.065,5 1.067,4 1.045,2 1.059,2 1.065,7 1.053,4

oRo PlATA CoBRE zINC

DEl 16 Al 18 DE ABRIl | RIo DE JANEIRo- BRASIl 18TH lATIN oIl WEEk Organizado por Global Pacific & Partners, ofrecerá una visión única al juego continental corporativo petrolero, un evento clave enfoca-do en la industria exploratoria del GNL y GTL.

Contacto: www.petro21.com - Twitter@GlobalPacific+31.70.324.6154 babette@glopac-partners.com

DEl 14 Al 16 DE MAyo | RIo DE JANEIRo- BRASIl GAS SUMMIT lATINoAMERICA 2012Cómo optimizar la E&P y alcanzar un fortalecimiento constante, ininterrumpido y a largo plazo, potencializando las oportunidades de la Era de Oro del Gas Natural.

Contacto: http://www.informagroup.com.br

DEl 17 y 18 DE MAyo | SANTA CRUz - BolIVIAII Congreso yPFB GAS & PETRolEo Concentrará su temática en la exploración y la industrialización de los hidrocarburos, tareas de prioridad en la agenda del sector en Bolivia, a la cabeza de la empresa estatal del gas y del petróleo.

www.ypfbgasypetroleo.com - info@ypfbgasypetroleo.com Teléfono: (591 3) 3 341 7848 - (591) 704 88830

27 Al 29 DE JUNIo | MIAMI - USACWC’s latin oil & Gas Summit Is the must-attend platform for discovering new opportunities to unleash Latin America’s full potential.

Contacto: Tel: +44 20 79780336kwetselaar@thecwcgroup.com - www.cwclatamoilandgas.com

22 y 23 DE AGoSTo | SANTA CRUz - BolIVIA5To CoNGRESo BolIVIA GAS y ENERGíAOrganizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía bajo el lema DESARROLLO Y ENERGÍAS: “Tendencias técnico-comerciales de fuentes energéticas sostenibles”.

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

DEl 21 Al 23 DE NoVIEMBRE | TARIJA - BolIVIAIV FIGAS - FoRo INTERNACIoNAl DEl GAS El gas natural en la estructura de desarrollo. Resultados en la industria y buenas prácticas. Nuevas tecnologías aplicadas a toda la cadena de los hidrocarburos. Tarija los espera este 2012.Contacto: www.figas.org - www.facebook.com/figas Teléfono: 591 (3) 3565859

AGENDA ENERGÉTICA

1916 al 30 de Abril | 2012

ARTE SGE23X16