reporte energía edición 73

Reporte Energía, es el primer medio de comunicación del país que midió sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero, como parte de su RSE en materia de cambio climático. El cálculo efectuado por la consultora SASA y verificado por Ibnorca señala que la Huella de Carbono es 39,48 toneladas de CO2-e para el 2010. Se aplicará planes de eficiencia energética, manejo de residuos y se protegerá la reserva El Choré.

pioneros en medir nuestra ‘huella de carbono’especial + Verde p. 8-11

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La experiencia de BZ Group, casa editorial de Reporte Energía, forma parte del proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, financiado por la CAF, en el que se midió las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de nueve empresas

y organizaciones de Bolivia. Tras la conclusión de esta actividad piloto están dadas las con-

diciones en el país para la realización de inventarios de GEI y su correspondiente validación y verificación. Asimismo emergió un esquema de ‘neutralización’ de emisiones, en el que las empresas podrán apoyar iniciativas nacionales de reducción de CO2-e, con lo que mitigarán totalmente su impacto en el cambio climático.

Precio en BoliviaBs. 10

Nro. 73Del 1 al 15 de

Marzo 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

peTrÓleO & Gas

YpFb casa matriz e YpFb chaco ‘cerrarán’ 13 pozos petroleros este año

YPFB Casa Matriz ejecutará el abandono definitivo de siete pozos con un presupuesto inicial de Bs 16 millo-

nes. YPFB Chaco cerrará otros seis, mien-tras que YPFB Andina remediará un área.

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Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

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el nueVo plan eXploratorio

lo Último editorial direcTOr : MIGUEL ZABALA [email protected]

PERú ‘CuMPLIDOR’ DE NORMA DE TRANSPARENCIA GLOBAL

YPFB INvERTIRá $uS 59 MM EN COMPLEjOS DE REFINACIÓN

CuLMINÓ CAPACITACIÓN EN MONITOREO SOCIO-AMBIENTAL

YPFB ha propuesto un nuevo plan exploratorio de hidrocarburos a media-no plazo, como respuesta a los cons-tantes cuestionamientos respecto a la seguridad de cumplimiento de los com-promisos de exportación de gas natural a Brasil y Argentina, así como la provisión preferencial al mercado interno.

La producción actual que bordea los 45 MMMCD, no alcanza, y es un discurso redundante, para abirir nuevos merca-dos y por ello se propone subir la misma a por lo menos 75 MMMCD para el 2020, encarando una muy agresiva campaña exploratoria tanto en la zona tradicional como en las áreas fiscales cuyos prospec-tos parecen ser atractivos a pesar de la poca información con la que se cuenta.

Sin embargo, debemos ver con bue-nos ojos la propuesta de atraer nuevos actores a la arena, aprovechando la pre-sencia de grandes jugadores internacio-nales y las características geológicas de las zonas donde se ofertan 14 áreas con potencial hidrocarburífero en Bolivia.

Algunos analistas consideran de-masiado tardía la reacción oficial a la in-

evitable agenda de demandas de gas y líquidos que debe cumplirse con peren-toriedad. Es decir que de no encararse la prospección petrolera de inmediato, no nos alcanza el tiempo para desarro-llar los campos y producir de acuerdo a las demandas comprometidas y mucho menos para encarar nuevos mercados.

YPFB ha presentado en los últimos cinco años varios planes agresivos y mi-llonarios para responder a la coyuntura y los contratos, sin embargo el incremen-to de producción ha sido relativamente lento y ello no deja de poner nerviosos a los interesados.

Hoy, más que nunca urge encarar con seriedad dos aspectos fundamenta-les: el primero y el más urgente y que se encuentra en manos del ministro Sosa es el de definir los aspectos más sensibles de la nueva ley de hidrocarburos, es de-cir aquellos referidos al government take y los incentivos exploratorios.

Además de ponerle fecha al trata-miento y promulgación de la nueva ley, lo que ayudará a develar la incertidumbre sobre el marco legal que regirá la futura

relación contractual entre el Estado boli-viano y los inversionistas extranjeros.

Por otro lado, se encuentra el aspec-to contractual mismo, ya que los nuevos interesados querrán conocer a detalle el modelo de contrato que Bolivia le pro-pone para poder asumir el riesgo de capital que implica cualquier proyecto exploratorio encarado con recursos de inversión.

De todos modos, lo peor es que-darse de brazos cruzados y esperar. La actitud asumida por la estatal petrolera puede necesitar ajustes, pero no pode-mos acusarla de estática.

Ahora bien, esperamos que el resto del aparato del Estado acompañe la inici-tiva y se realicen a la brevedad los ajustes estructurales que devuelvan el interés de las multinacionales y empresas nacio-nales de hidrocarburos de países afines y no afines ideológicamente y nos ponga-mos a hacer negocios. Recordemos que cada centavo que Bolivia invierte y cada centavo que gana se lo debe a todos los bolivianos.

Buena suerte.

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En diez años el consumo de energía creció en 68,6% . Potencial minero del escudo precámbrico aún no es explotado a gran escala

Gobernaciones piden exclusividad en fiscalización de regalías. Inversiones en exploración se multiplican en países vecinos

Sugieren utilizar las RIN en la industrialización del gas y GNL.

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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

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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 - [email protected]

Se anunció que Perú y Mauritania se en-cuentran en cumplimiento de las normas de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI), que asegura la responsabili-dad con respecto a los ingresos de los sectores extractivos de los países, según un reporte de PRNewswire.

El cumplimiento con la EITI implica que el país cuenta con un proceso efectivo para la re-velación y la reconciliación anual de todos los ingresos de sus sectores extractivos, lo que per-mite a los ciudadanos ver cuánto recibe su país de sus empresas de petróleo, gas y minería.

Para ampliar su capacidad de procesa-miento, a fin de obtener 5.500 barriles por día (BPD) de combustibles líquidos en las refine-rías estatales Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, YPFB Refinación destinará en esta gestión $us 59 millones.

Para el efecto se implementará un hor-no de crudo cilíndrico vertical en la refinería de Cochabamba que permitirá incrementar 1.000 BPD. En tanto, en la refinería Guillermo Elder Bell, ubicada en Santa Cruz de la Sierra, se tiene previsto aumentar la capacidad de procesamiento en 3.000 BPD.

Concluyó el “Programa de Capacitación en Monitoreo Socio–Ambiental” para el Pueblo Guaraní, en la población de Camiri, en el depar-tamento de Santa Cruz, que fue impulsado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través del Viceministerio de Desarrollo Energético.

Con este programa se beneficiaron 25 estudiantes que ahora tienen la formación de peritos en monitoreo socio ambiental tanto, en el área hidrocarburífera o cualquier proyecto industrial que se desarrolle en la zona. Los be-neficiados fueron jovenes guaraníes del Chaco boliviano.

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NUESTRA PREoCUPACióN CoMo CoNSEJo ES qUE No SoMoS iNClUiDoS EN lA CoNCERTACióN DEl ANTEPRoyECTo DE NUEvA lEy MiNERA y ToDo lo qUE SE CoNoCE ES DE MANERA ExTRAoFiCiAl“ “Walter Morochi, presidente del Consejo Minero de Gobernaciones (Comingob)

MINERíA

Según versiones extraoficiales, en la nueva Ley Minera esta competencia sería compartida con Senarecom.

GoBERNACioNES DEl PAíS EN AlERTA

piden eXclusiVidad en Fiscalización de regalías mineras

Las secretarías de minas de los Gobier-nos Departamentales del país obser-van con preocupación la posibilidad de

compartir la facultad de fiscalización de las regalías de este sector con el Servicio Nacio-nal de Registro y Control de la Comercializa-ción de Minerales y Metales (Senarecom), ya que - afirman - se podría entorpecer y hasta perder la tuición de esta competencia.

Actualmente las normas establecen que las prefecturas (ahora gobernaciones) tienen la facultad de percibir, recaudar y fiscalizar las regalías mineras de los proyectos que se de-sarrollan en su jurisdicción.

“En el borrador del nuevo código minero se conoce de manera extraoficial que la fis-calización la realizarán las gobernaciones en coordinación con Senarecom, por lo que po-dríamos perder este derecho”, advirtió, Nilton Miranda, director a.i. de Hidrocarburos y Mi-nas del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz.

En su criterio, la fiscalización, recaudación y administración de las regalías mineras debe

mantenerse únicamente “en manos” de las gobernaciones tal como se encuentra nor-mado en el Decreto Supremo 29577.

Señaló que todavía se desconoce que implicaría esta coordinación ya que estará sujeta a reglamentación, pero que “a priori” supondría estar supeditado al ente central, entorpeciendo la labor fiscalizadora.

Para el asesor jurídico de la Secretaría de Minería y Metalurgia del Gobierno Departa-mental de Potosí, Pablo Flores, los borradores de la nueva Ley Minera aparte de estable-cer la fiscalización compartida, no incluyen la participación de las gobernaciones en el desarrollo del sector minero en general, sino que el Gobierno Nacional centraliza todas las competencias.

“Por ejemplo en el artículo 47 de la Ley 1777 se determina la realización de inspec-ciones sorpresivas, pero en los borradores de la nueva norma las gobernaciones no figuran en el desarrollo del sector minero”, afirmó.

En esta misma línea, Daniel Centeno, ase-sor técnico de la Gobernación de Tarija, dijo que es importante que los entes administra-tivos departamentales tengan control de la explotación que se realiza por su implicación en el pago de regalías.

TeXTO: EDéN GArCíA S.

Gobernaciónes exigen que el artículo 47 de la Ley 1777 se mantenga y adapte en la futura norma minera.

Anunció que en poco tiempo Tarija será conocida no solamente por los hidrocar-buros, sino por el desarrollo de diferentes prospectos mineros de hierro, silicio y otros minerales.

A su turno, Walter Morochi, secretario de Minería del Gobierno Departamental de Oruro señaló que se realizaron diferentes congresos para concertar la nueva ley del sector, pero que las gobernaciones no fueron convocadas a participar.

“Nuestra preocupación como Consejo es

que no somos incluidos en la concertación del anteproyecto de nueva Ley Minera y es-tamos esperando que nos den un borrador, ya que todo lo que se conoce es de manera extraoficial”, añadió el también presidente del Consejo Minero de Gobernaciones.

Sostuvo que el artículo 47 de la Ley 1777 (actual Código Minero) que permite a las au-toridades departamentales realizar inspec-ciones en instalaciones de los operadores mineros es muy importante, por lo que debe mantenerse en la futura norma minera. ▲

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SANTA CRUz No MUEvE GRANDES volúMENES DEBiDo A lA ESCASEz DE RESERvAS CoMPRoBADAS DE MiNERAl, yA qUE EN loS úlTiMoS AñoS No SE REGiSTRARoN iNvERSioNES DE AlTo RiESGo“ “Michel H. Biste, geólogo consultor en manejo de recursos mineralógicos

MINERíA

Pese al gran potencial mineralógico que existe en los Escudos del Precámbrico en el oriente boliviano, estos recursos

todavían no son explotados a gran escala de-bido a la falta de inversiones de alto riesgo en proyectos de exploración, según Michel H. Biste, geólogo consultor.

Los Escudos del Precámbrico compren-den zonas de rocas muy antiguas que tienen entre 570 y 1.500 millones de años. Concen-tran importantes riquezas mineralógicas en todo el mundo.

“El departamento de Santa Cruz no mue-ve grandes volúmenes debido a la escasez de reservas comprobadas de mineral, ya que en los últimos años no se registraron inversiones de alto riesgo en proyectos de exploración por la falta de la aprobación de la nueva ley de este sector”, señaló.

Sin embargo, afirmó que con la aproba-ción de la nueva norma se podría generar un ciclo de inversiones destinadas a proyectos de exploración. Aunque en este caso, los ya-cimientos encontrados entrarían recién en producción mínimamente en cuatro años más.

A su criterio, todos los escudos del Pre-cámbrico del mundo tienen concentraciones extraordinarias de metales y el oriente boli-viano no es una excepción.

Detalló que existe un mayor potencial para yacimientos polimetálicos del tipo de sulfuros masivos volcanogénicos como los que se encuentran en el proyecto Miguela en Guarayos, mineralizaciones auríferas en zonas de vetas de cizalla en la zona de San Ramón, San Javier y Medio Monte, tierras raras en la provincia Velasco, pegmatitas tan-talíferas en la provincia Ñuflo de Chavez y la posibilidad de nuevos cuerpos mineralizados de oro, cobre y plata en los alrededores de la mina Don Mario.

“También existen indicaciones positivas para cromo, níquel y platinoides ya recono-cidos por el Proyecto Precámbrico hace 35 años”, puntualizó.

Para descubrir nuevos yacimientos se tie-nen que aplicar los métodos más modernos de exploración tal como los estudios realiza-dos en Canadá, Australia, India, África y Brasil donde se tuvo éxito.

Entre los trabajos que se deben realizar, Biste mencionó al mapeo geológico, geoquí-mica, geoeléctrica, utilización de sistemas de posicionamiento e imágenes de satélite, para luego combinar toda esa información en un

De acuerdo al criterio del geólogo consultor, Michel H. Biste, el estancamiento se debe a la fal-ta de inversiones en exploraciones mineras. Urge la aprobación de la nueva Ley del sector.

ESCUDoS DEl PRECáMBRiCo CoNCENTRAN RiCoS MiNERAlES

potencial minero no es aproVechado en el oriente


Se afirma que la aprobación de la nueva Ley Minera atraerá inversiones a gran escala en el oriente boliviano.

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sistema geográfico que permita llegar a una buena interpretación.

“Actualmente, existen más facilidades ya que las computadoras son más baratas y potentes, el software es económico y mucho más fácil de usarlo y la materia prima que se usa, que son las imágenes, se consigue a pre-cios relativamente bajos en comparación con años anteriores”, aseveró.

Para el futuro cercano el experto vislum-bra un leve incremento de la producción de oro, cobre y plata, debido a la expansión de la producción en la mina Don Mario y un es-tancamiento del estaño, puesto que los de-pósitos reconocidos en el oriente boliviano, particularmente en Guarayos y Lomerío son escasos y pequeños.

En este marco se conoció que la produc-ción de tantalita que en el 2011 alcanzó 31,5 toneladas, podría incrementarse si los precios se mantienen altos.

Según datos oficiales que maneja el con-sultor, el departamento de Santa Cruz obtu-vo en el 2010 y 2011 regalías mineras por un valor de $us 1.94 millones y $us 1.53 millones, respectivamente.

fORMACIÓN. Es una zona de rocas muy antiguas que tienen entre 570 y 1500 millones de años. Concentra im-portantes riquezas mineralógicas en todo el mundo.BOLIvIA. Según datos de Biste, el Pre-cámbrico representa el 20% del territo-rio nacional y se encentra en el oriente boliviano.áREA. Solamente un 30% (66.000 Km2) del Precámbrico en Bolivia está geoló-gicamente reconocido.POTENCIAL. En el oriente del país exis-te potencial para yacimientos polime-tálicos del tipo sulfuros volcanogéni-cos, mineralizaciones auríferas, tierras raras, pregmatitas tantalíferas y otras.

ESCUDoS DEl PRECáMBRiCo

“PARA DESCuBRIR NuEvOS YACIMIENTOS SE TIENEN quE APLICAR LOS MáS MO-DERNOS MÉTODOS DE Ex-PLORACIÓN, TAL COMO LOS ESTuDIOS REALIZADOS EN CANADá, AuSTRALIA, INDIA, áFRICA Y BRASIL, DONDE SE OBTuvO uN GRAN ÉxITO“

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ElA SíSMiCA 3D DE ChiMoRé ES UNo DE loS PRoyECToS MáS GRANDES qUE TiENE lA CoMPAñíA yPFB ChACo PARA lA PRESENTE GESTióN y CUyo úNiCo FiN ES AUMENTAR lA PRoDUCCióN“ “Rafael Martínez Vaca, presidente ejecutivo de YPFB Chaco SA

BREvES

• Tipo de Operación Sísmica: Helipor-table con explosivos sísmicos.

• El proyecto cubrirá un área de 410 km2.

• Personal: aprox. 1000 personas ( 2.0 – 2.5 MM de horas-hombre ).

• Transporte: 60 vehículos (260.000 km).

• Adicionalmente se requerirá el uso de 2-3 helicópteros.

• La longitud total de apertura de bre-chas es de 1700 km.

• Se perforarán 10.600 pozos (9 me-tros / 4 kg de explosivos).

• Tiempo de Ejecución: 8-9 meses.

SíSMiCA 3D DE ChiMoRé

Actual directiva del Consejo de Administración de la CRE

La Cooperativa Rural de Electrifica-ción (CRE Ltda.), en conformidad con lo determinado por los artículos 44 y 68 de su Estatuto Orgánico, nominó las di-rectivas de los Consejos de Vigilancia y Administración, según un comunicado institucional.

Una vez aprobada la renuncia del titu-lar saliente, se procedió a elegir la nueva directiva por la gestión 2012-2013 y quedó conformada por Miguel Castedo Suárez, como presidente; Carlos Paz Chávez, vi-cepresidente; José Alejandro Durán Reck, tesorero; Ramón Darío Ibáñez Calderón, secretario y como vocales, Rosa Cuéllar, Omar Chávez, Oscar terceros, Roberto Jordán y José Luis Sciaroni Cuéllar.

Sciaroni asumió la titularidad en el consejo de Administración ante la vacan-cia que se produjo luego de la renuncia presentada por el presidente saliente, se-gún el artículo 55 del estatuto.

Castedo es empresario de la construc-

ción y ganadero, nacido en Concepción de padres chiquitanos. Anteriormente era el tesorero del consejo de Administración.

En lo que respecta al Consejo de Vi-gilancia, de acuerdo al artículo 68 de la normativa interna, se procedió a elegir la directiva y los mismos tomaron a decisión de ratificar la directiva presidida por carlos Colanzi Zeballos, como presidente; Javier Arze, vicepresidente; Nancy Tambo, se-cretaria y como vocales Carmen Medina viuda de Pinto, Luis Roca y Salinas.

Los consejeros en actual vigencia, elegidos en Asamblea General Ordinaria (2007, 2009 y 2011) están en la obligación de conformar una directiva anual desig-nando de entre ellos a un presidente, un vicepresidente, un secretario y un tesorero, en el caso del consejo de administración.

Este año la cooperativa cruceña cum-ple 50 años. Fue fundada el 14 de noviem-bre de 1962 y actualmente cuenta con 462.500 socios y usuarios.

INvERSIÓN DE $u 32 MILLONES DE YPfB CHACO

iniciaron moVilización en sísmica 3d de chimoré

cre renoVó directorio de administración Y Vigilancia

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YPFB Chaco SA inició la movilización de equipos y construcción del campamento base del proyecto de adquisición sísimica 3D de Chimoré, a través del cual se preten-de definir nuevas oportunidades de explo-ración y desarrollo de reservas que incluye los campos Bulo Bulo, Katari, y los bloques de exploración Isarzama, San Miguel y Chi-moré I, indicó la compañía subsidiaria de YPFB Corporación.

El objetivo de obtener información 3D del subsuelo en el área estratégica de pro-ducción de gas y líquidos es de generar nuevos prospectos y oportunidades para el reemplazo e incorporación de nuevas re-servas de gas y condensado. Se estima un potencial de recursos de 0.5 a 0.9 TCF que pueden ser desarrollados en el futuro.

El presidente ejecutivo de YPFB Chaco, Rafael Martínez Vaca, informó que la sísmica 3D de Chimoré es uno de los proyectos más “grandes” que tiene la compañía para la pre-sente gestión y cuyo único fin es aumentar la producción.

El costo total de la inversión del proyec-to es de $us 32 millones y las profundidades estimadas de los objetivos geológicos a ser investigados varían entre 2.500 a 4.500 m de profundidad.

La superficie que cubre un área de 410 kilómetros cuadrados será ejecutada en un tiempo estimado de ocho meses, por la empresa South American Exploration (SAE), que se adjudicó este contrato a través de un proceso de licitación pública internacional.

Si bien el campamento base estará listo en la primera semana de marzo, los resul-tados finales podrán ser materializados en proyectos de perforación a partir de 2013.

Previo al inicio de las operaciones de la sísmica 3D de Chimoré, en diciembre de 2011, se inició la sensibilización del área con el fin de iniciar un buen “proceso de con-sulta y participación”, etapa que por Ley es ejecutada por el Ministerio de Hidrocarbu-ros y Energía, la cual concluyó con un acta de validación de acuerdos.

Actualmente se tiene un avance de un 60% de la etapa de socialización y un 34% en la fase de permisos (con propietarios).

El área que cubre la sísmica se encuen-tra ubicada en la provincia Carrasco, muni-cipios de Entre Ríos y Puerto Villarroel del departamento de Cochabamba. La zona de influencia tiene aproximadamente 60.000 habitantes, entre Isarzama y Bulo Bulo. Asi-mismo está conformada por dos alcaldías, cinco subalcaldías, dos federaciones, 12 cen-trales y 97 sindicatos.

8 1 al 15 de Marzo | 2012

A PARTiR DE ToMAR CoNCiENCiA DE CUál ES El APoRTE EN EMiSioNES DE GASES DE EFECTo iNvERNADERo, SE CoMiENzA A ToMAR ACCioNES PARA REDUCiR lAS MiSMAS. ESE ES El TEMA DE FoNDo“ “Juan Carlos Enriquez U., presidente de Servicios Ambientales SA

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ESPECIAL+ vERDE

¿Cuál es el significado del proyecto de identificación de la huella de carbono?

Es un proyecto, con apoyo de la CAF, que se ha ejecutado de manera conjunta entre el Ibnorca y Servicios Ambientales, consultora que trabaja desde 1998 en cambio climático, desde el punto de vista de la empresa, de los negocios y oportunidades que se generan a partir de los nuevos desafíos que se están planteando a nivel global.

Asimismo se contempla la aplicación de la Norma Boliviana ISO 14064, que está en vigencia desde 2005, pero que tuvo poca difusión. Por ello, uno de los objetivos cen-trales de este proyecto es su difusión.

En primera instancia lo que se ha traba-jado es un grupo de experiencias piloto con distintas empresas y organizaciones del país, entre las que se encuentra BZ Group (casa editorial de Reporte Energía), a quien felici-tamos por la iniciativa y por el liderazgo que está asumiendo en implementación de esta herramienta aquí en Bolivia en el rubro de las revistas y la difusión gráfica.

Hay otras empresas que también están incluidas en el proyecto. En el caso de Santa Cruz está Aceite Fino, Saguapac y Fundación Natura. A nivel país está el Banco BISA, Swiss Contact, Fundación Inti –Illimani, Energética y organizaciones de distintos rubros que to-maron el liderazgo en el país para trabajar estos temas asociados con cambio climáti-co.

¿Cuál es el objetivo y avance obtenido en esta iniciativa?

El primer objetivo era dar a conocer la existencia de la norma ISO 14064. Hay otras que son de conocimiento más difundido pero esta estaba con perfil muy bajo.

Lo que nos permitió este proyecto es sacar a flote esta norma boliviana y a partir de los cálculos, mediante la aplicación de los protocolos, dar a conocer en las organizacio-nes las implicaciones de las emisiones y sus efectos en cualquier actividad humana.

Los diferentes tipos de rubros: coope-rativa de agua, alimentos, industria gráfica,

banca y organizaciones que trabajan con el área rural, son diferentes pero todas ellas pudieron conocer cuál es su contribución al cambio climático, y a partir de ello tomar conciencia de cuál es ese aporte, en térmi-nos de emisiones de gases de efecto inver-nadero a fin de ejecutar acciones para redu-cir las mismas, ese es el tema de fondo.

Por efecto de esas acciones de reduc-ción se mermará el impacto que se causa en el medio ambiente y en el cambio climático, pero además las organizaciones se volverán más eficientes porque la contraparte, o la otra cara de la medalla de la huella de carbo-no, tiene que ver con las emisiones que yo genero con mi consumo de energía.

¿Cómo ve el camino de empresas y or-ganizaciones para llegar a ser neutras en carbono?

Esa es la aspiración a futuro. En el caso particular de las organizaciones con las que hemos trabajado, una vez que se conoce la línea base, existe un conjunto de acciones que permitirán reducir sus emisiones para que en algún momento se vuelvan neutras en carbono.

Lo importante es que internamente las organizaciones a futuro comiencen a re-ducir sus emisiones con la guía de buenas prácticas desarrolladas en este proyecto e inicien por ejemplo un uso más eficiente de la energía eléctrica, de los sistemas de trans-porte, público o privado y de la generación de residuos. Las acciones internas implican comenzar por casa y luego a partir de ahí se puede avanzar en procesos más ambiciosos e innovar en cuanto a fuentes de energía, usando paneles solares y otros.

La otra parte importante de esta activi-dad, en la perspectiva de volverse neutro en carbono, abarca la compensación del saldo de emisiones que quedan. Luego de haber desarrollado acciones internas y posible-mente haber trabajado algo en innovación, en equipos y tecnologías, viene el tema de la compensación por la vía de adquirir algunas reducciones de emisiones de proyectos que se ejecutan en el país, porque ese es uno de los objetivos centrales de esta iniciativa: que se generen sistemas internos de compensa-

El experto menciona que se busca difundir en el país la Norma Boliviana ISO 14064, que era prácticamente desconocida.

‘más empresas se interesan en lamitigación del cambio climático’

TeXTO: FrANCO GArCíA S.

El ejecutivo ponderó el compromiso de empresas bolivianas en mitigar su impacto en el medio ambiente.

“LO IMPORTANTE ES quE INTERNAMENTE LAS ORGA-NIZACIONES COMIENCEN A REDuCIR SuS EMISIONES CON LA GuíA DE BuENAS PRáCTICAS DE ESTE PRO-YECTO E INICIEN POR EjEM-PLO uN uSO MáS EFICIENTE DE LA ENERGíA ELÉCTRICA “

ción de emisiones, alternativos al mercado externo.

Explique por favor a detalle el meca-nismo de compensación en el mercado interno.

Esto lleva consigo su propia dinámica, puesto que permitiría que organizaciones que tienen su huella y que tienen un di-ferencial negativo adquieran algunas re-ducciones de emisiones de proyectos que tengan un perfil social, como en el caso de la Fundación Natura que tiene a su cargo la conservación de los bosques de El Choré, o la fundación Inti Illimani con cocinas solares en los Yungas de La Paz, o con el trabajo que estamos haciendo con Swiss Contact en Cochabamba con habilidades artesanales. Entonces esas tres actividades que también tienen sus huellas van a poder recibir recur-sos de las otras organizaciones y empresas que tienen la necesidad de neutralizar parte de su huella de carbono. De esta manera estos sectores que tienen recursos podrán masificar el uso de estas tecnologías más limpias hacia la neutralidad en carbono. Se

debe cambiar la lógica que está primando en mercados internacionales de adquirir derechos para contaminar. No estamos ne-gando la importancia de esos mecanismos pero nuestro mensaje es que comencemos por casa y hagamos lo que corresponde de inicio y luego utilicemos parte de recursos que normalmente se destinan en RSE para apoyar reducciones en otras iniciativas que permitan compensar mi diferencial de emi-siones de carbono.

¿Cómo se puede acceder a este aseso-ramiento para reducir su huella de carbo-no?

Modestia aparte, somos la primera em-presa que trabaja en este tema en el país y creo que este momento somos la única. Te-nemos el know how desde 1998, año desde el que estamos trabajando en cambio climá-tico y otros 4 años de experiencia en temas de huella de carbono. Hemos desarrollado entre 20 a 25 contabilidades o auditorías de huella. En este proyecto en particular efec-tuamos 12 y nos hemos especializado en el tema para trabajar en la región. ▲

JUAN CARloS ENRiqUEz U., PRESiDENTE DE SASA

91 al 15 de Marzo | 2012

BANCo BiSA, ACEiTE FiNo, SAGUAPAC, ENERGéTiCA, Bz GRoUP, SwiSS CoNTACT, GRAviTy ASiSTED MoUNTAiN BikiNG, FUNDACióN NATURA E iNTi illiMANi MiDiERoN SU hUEllA DE CARBoNo“ “Informe de resultados del Proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064

ESPECIAL+ vERDE

La consultora SASA calculó las emisiones de C02 y su verifi-cación fue realizada por Ibnorca según la NB ISO 14064:1.

9 EMPRESAS DEl PAíS MiDiERoN SU hUEllA DE CARBoNo

3 proYectos abren posibilidad de compensación para emisiones de gei

Tomando en cuenta que las empresas y organizaciones necesitarán compensar las emisiones de Gases de Efecto Inver-

nadero (GEI) que no alcancen a reducir, para ser consideradas “neutras en carbono”, el Pro-yecto de Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, pone a disposición tres iniciativas abiertas a la inversión para la compensación de la Huella de Carbono.

Uno de los objetivos de este proyecto es crear un mecanismo interno mediante el cual las compañías nacionales interesadas aporten a los proyectos locales de este tipo de manera directa, para minimizar las ba-rreras y riesgos asociados con el mercado internacional de carbono y maximizar los beneficios que llegan a los participantes de los emprendimientos.

De esta manera, figura el Proyecto de Hornos Solares en Yungas promovido por la

Asociación Inti Illimani, con base en La Paz, organización que implementa hornos sola-res en el Altiplano desde 2003. Con el aporte de las empresas para compensar su Huella de Carbono se reduciría el costo del paquete tecnológico de materiales, construcción y se-guimiento hasta en 70%.

A su vez el proyecto de Eficiencia Ener-gética en Ladrilleras Artesanales (EELA) de Cochabamba, implementado en Bolivia por Swisscontact, pretende promover modelos integrales para contribuir a la mitigación del cambio climático y mejorar la calidad de vida de este sector.

Finalmente la protección de bosques en la reserva El Choré de Santa Cruz con Funda-ción Natura abre la posibilidad para apoyar a la sostenibilidad de las comunidades Nueva América y El Recreo, las cuales dependen del bosque. Se propone reemplazar los ingresos de la venta de la madera por la compensa-ción de reducciones de emisiones mediante su protección.

A partir del desarrollo de estas experien-

cias piloto se creó un mecanismo nacional de neutralización de emisiones, en el que las empresas bolivianas tienen la oportunidad de invertir en proyectos de reducción de emisiones nacionales.

9 EMPRESAS fuERON MEDIDASA lo largo de la ejecución del proyecto

Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064 se contó con la participación de nueve empresas y organizaciones para realizar las evaluaciones piloto de huella de carbono. Ellas son: Banco Bisa, Aceite Fino, Saguapac, Energética, BZ Group (casa edi-torial de Reporte Energía), Swiss Contact y Gravity Asisted Mountain Biking, Fundación Inti - Illimani y Fundación Natura.

A cada una de las empresas y organi-zaciones que formaron parte de las expe-riencias piloto de Huella de Carbono se les practicó el cálculo de emisiones a cargo de la consultora Servicios Ambientales SA (SASA) y la verificación de esta medición por Ibnorca según la Norma Boliviana ISO 14064:1.

Con el fin de promover la reducción de las emisiones, se entregó a cada entidad una guía de buenas prácticas con temas como eficiencia energética, manejo de re-siduos y la minimización del consumo de combustibles.

Luego de una capacitación a cargo de la consultora Servicios Ambientales SA (SASA) sobre la huella de carbono, y de la institución española AENOR sobre la aplicación de la Norma ISO 14064, los auditores del Institu-to Boliviano de Normalización de la Calidad (Ibnorca) a nivel nacional, cuentan con la capacidad necesaria para llevar a cabo la verificación de los inventarios de emisiones de empresas bolivianas y la validación y ve-rificación de los proyectos de reducción de emisiones.

Este proyecto fue ejecutado por el Ins-tituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca) y Servicios Ambientales SA, con el financiamiento de CAF - Banco de Desarrollo de America Latina. (Mayor información en proyectocambioclimatico.com.bo) ▲


La Norma boliviana NB-ISO 14064 para Gases de Efecto Invernadero (GEI) tiene como objetivo dar credibilidad y seguri-dad a los inventarios de emisión de GEI y a las declaraciones de reducción o elimi-nación de GEI. Se trata de una norma voluntaria inter-nacional de gestión ambiental que de-fine las mejores prácticas en la gestión, reporte e información referidos a los GEI. Esta norma se divide en tres partes:ISO 14064:1: Especificación a nivel de las organizaciones, detalla los principios y requerimientos para el diseño, desarro-llo, gestión y reporte de los inventarios de GEI a nivel de organización.ISO 14064:2: Especificación a nivel de

proyecto, se focaliza en proyectos sobre GEI específicamente diseñados para re-ducir las emisiones de GEI o aumentar la remoción de GEI tales como energía eóli-ca o proyectos de reforestación.ISO 14064:3: Especificación para la va-lidación y verificación de declaraciones, describe los procesos de verificación y validación.El Proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064 se llevó a cabo entre marzo de 2011 y febrero de 2012, bajo el financiamiento de CAF - Banco de Desarrollo de América Latina - con la ejecución del Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (IBNORCA) y la consultora Servicios Ambientales SA.

SoBRE lA NB-iSo 14064

10 1 al 15 de Marzo | 2012

En el entendido de que la mejor manera de predicar es con el ejemplo, BZ Group, casa editorial de Reporte Energía, deci-

dió medir su huella de carbono, como parte de su responsabilidad social empresarial en materia de cambio climático, y por contribu-ción al desarrollo sostenible del país.

El estudio entregado a finales del año pasado, señala que la Huella de Carbono to-tal de BZ Group es 39,48 toneladas de CO2-e (unidades de dióxido de carbono equivalen-te) para el año 2010. Ello representa 1,67 tone-ladas de CO2-e por persona y 0,14 toneladas de CO2-e por día trabajado.

En detalle, se registró por emisiones di-rectas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) por concepto de consumo de combustibles en vehículos propios y controlados por BZ Group (combustión móvil) 9,12 Ton CO2-e, lo que representa un 24,76% del total regis-trado.

En la categoría de emisiones indirectas de GEI por energía relacionada con el consu-mo de energía eléctrica generada en el Siste-ma Interconectado Nacional (SIN), se obtuvo 10,24 CO2-e, que suma el 27,79% del total. Finalmente en el sector denominado Otras Emisiones Indirectas de GEI, que compren-de viajes por actividades de la empresa en transporte aéreo, se generó 17,48 CO2-e de un total de 47,45%.

La consultora Servicios Ambientales SA (SASA), que desarrolló la medición, aclara que los Gases de Efecto Invernadero (GEI) que se toman en cuenta para la mayoría de las fuen-tes de emisión son dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O).

Las cantidades de estos gases se presen-tan en unidades de dióxido de carbono equi-valente (CO2e), lo cual refleja la cantidad de emisiones de dióxido de carbono que causa-rían el mismo calentamiento en un periodo de 100 años, aplicando los datos de potencial de calentamiento global (GWP) proporciona-

dos en el IPCC5 4th Assessment Report de 2011.

La Huella de Carbono, que es definida como la totalidad de GEI emitidos por efecto directo o indirecto de un individuo, organiza-ción, evento o producto, es una herramien-ta que ayuda a determinar sus fuentes, para posteriormente plantear estrategias de re-ducción y finalmente tomar decisiones para compensar la huella.

El informe de la medición de Huella de Carbono de BZ Group fue realizado de acuer-do a los requisitos establecidos en la Norma Boliviana NB-ISO 14064:1 2006: “Gases de efecto invernadero. Especificación con orien-tación, a nivel de las organizaciones, para la cuantificación y el informe de las emisiones y remociones de gases de efecto invernadero”.

Al respecto el presidente de la consultora SASA , Juan Carlos Enriquez, dijo “ felicitamos a BZ Group por la iniciativa y por el liderazgo que está asumiendo en implementación de esta herramienta aquí en Bolivia en el rubro de las revistas y la difusión gráfica”.

Esta iniciativa fue llevada a cabo en el marco del Proyecto Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, bajo el financiamiento de CAF -Banco de Desarrollo de América Latina- en coordinación con el Instituto Boliviano de Normalización y Cali-dad (Ibnorca) y la consultora Servicios Am-bientales SA.

El proyecto tiene como objetivo prin-cipal difundir, promocionar y aplicar la NB-ISO 14064 en diferentes sectores económicos del país, promoviendo la participación de empresas naciona-les en acciones orientadas a la miti-gación del cambio climático.

Según SASA el número de iniciativas de gestión de emisio-nes de carbono a nivel interna-cional experimentó un rápido crecimiento en los últimos años. El factor clave para el impulso de estas fue el aumento de la con-ciencia pública por el cambio cli-mático y el reconocimiento por parte

de las organizaciones del importante rol que juegan dentro de la sociedad respecto a la mitigación de este fenómeno.

La mayoría de las organizaciones con visión a futuro reconocen la necesidad de abordar el cambio climático y comenzaron a reducir sus emisiones de carbono demos-

trando su compromiso con el medio ambiente. ▲

FEliCiTAMoS A Bz GRoUP PoR lA iNiCiATivA y PoR El liDERAzGo qUE ESTá ASUMiENDo EN lAiMPlEMENTACióN DE ESTA hERRAMiENTA AqUí EN BoliviA EN El RUBRo DE REviSTAS y DiFUSióN GRáFiCA“ “Juan Carlos Enriquez , presidente de SASA

ESPECIAL+ vERDE


iNiCiATivA PioNERA DE MiTiGACióN DEl CAMBio CliMáTiCo

reporte energía, primer medio de comunicación en medir su huella de carbonoComo parte de las acciones para reducir sus emisiones de C02, BZ Group seguirá un rigu-roso plan de eficiencia energética y mejora del manejo de residuos sólidos.

En base a la evaluación de la Huella de Carbono de las actividades de BZ Group a nivel nacional, se determinó cuáles son las

fuentes de emisiones más significativas. En este sentido, según la consultora SASA es evidente que los viajes en transporte aéreo de BZ Group son la mayor fuente de emi-siones de gases de efecto invernadero en la empresa. Sin embargo, la suma de las demás actividades que generan emisiones es mayor del 50%, por lo que se recomen-daron acciones de reducción para las tres fuentes de emisiones.

Las acciones identificadas, al ser adop-tadas por los usuarios permitirán de una manera sencilla y efectiva, asumir respon-sabilidades y contribuir a enfrentar el enor-me reto ambiental que significa el cambio climático. Al mismo tiempo facilitarán me-joras en la eficiencia operativa y generarán ahorros económicos en la organización.

De acuerdo al plan diseñado por la consultora ambiental, BZ Group se com-

prometió a tomar acciones de reducción de la Huella de Carbono mediante un rigu-roso plan de eficiencia energética y mejora del manejo de residuos sólidos.

De acuerdo a las características y acti-vidades de BZ Group, las acciones que se proponen para reducir la Huella de Car-bono se clasifican en: Iluminación, uso de equipos eléctricos, sistemas de aire acondi-cionad, transporte aéreo y terrestre.

compromiso para reducir emisiones de c02

CONCEPTO DE NEuTROEN CARBONO

1. Medir y verificar

Identificación de las emisiones de GEI en instalacio-nes controladas operacional y financieramente.

HuELLA DE CARBONO BZ GROuP 2010

EMISIONES DIRECTAS DE GEIActividad Ton CO2-e (%)Consumo de combustibles en vehículos propios y controlados por BZ Group (combustión móvil) 9,12 24,76%

EMISIONES INDIRECTAS DE GEI POR ENERGíAActividad Ton CO2-e (%)Consumo de energía eléctrica generada en el SIN 10,24 27,79%

OTRAS EMISIONES INDIRECTAS DE GEIActividad Ton CO2-e (%)Viajes por actividades de la empresa en transporte aéreo 17,48 47,45%

EMISIONES BZ GROuP TOTALES Ton CO2-eEmisiones Totales 36,84

EMISIONES POR PERSONA EMISIONES POR DíA TRABAjADO Ton CO2-e/persona Ton CO2-e/día 1.67 0,14

2.ESquEMA DE NEuTRALIZACIÓN PARA LA HuELLA DE CARBONO DE BZ GROuP

Una empresa“neutra en carbono” emite cero emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero y compensa las que no se pueden reducir vía proyectos externos.

Comprenden iluminación, equipos eléctricos, aire acondicionado, transporte aéreo y terrestre.

Infografía: David Durán / Reporte Energía

111 al 15 de Marzo | 2012

reporte energía, primer medio de comunicación en medir su huella de carbono

CONCEPTO DE NEuTROEN CARBONO

EN El ChoRé lA DEFoRESTACióN ES UN PRoBlEMA qUE AMENAzA lA SoSTENiBiliDAD DE lAS CoMUNiDADES NUEvA AMéRiCA y El RECREo qUE CUENTAN CoN BoSqUES CoMUNAlES“ “Documento de Neutralización de la Huella de Carbono de BZ Group

ESPECIAL+ vERDE

Paralelamente a la reducción de la hue-lla de carbono, BZ Group se comprometió a buscar su neutralización, que consiste en compensar las emisiones que no se pueden eliminar, mediante proyectos fuera de los lí-mites de la empresa. De esta manera, se eli-gió participar en el proyecto de protección de bosques en la reserva El Choré del depar-tamento de Santa Cruz, que está a cargo de la Fundación Natura.

En El Choré la deforestación es un pro-blema que amenaza la sostenibilidad de las comunidades Nueva América y El Recreo, que cuentan con bosques comunales, en los cuales actualmente se implementan Planes de Manejo Forestal bajo aprobación de la Au-toridad de Bosques y Territorio.

Estos planes permiten la cosecha perió-dica del bosque de manera controlada, con el fin de asegurar la sostenibilidad del mismo a largo plazo. Sin embargo, estudios de Fun-dación Natura evidenciaron que a menudo no se cumplen con estos planes de mane-ra adecuada, con lo que el bosque queda degradado como resultado del aprovecha-miento que se realiza. Asimismo, el proceso de cosecha provoca la emisión de GEI por la descomposición de los residuos generados (más del 50% de la biomasa cosechada), por el consumo de combustibles en maquinaria y por la pérdida del crecimiento normal del

bosque que absorbe dióxido de carbono.Al proteger el bosque, se evita la produc-

ción de residuos y se deja el bosque crecer de manera natural, de manera que se generan reducciones de emisiones. Las comunidades dependen del bosque por los servicios am-bientales que provee, como la protección ante las inundaciones, la provisión de agua y los productos no-maderables, entre otros, por lo cual tienen el interés de proteger sus bosques.

Sin embargo, actualmente estas comuni-dades dependen de los ingresos de la venta de la madera para mantenerse. Al reemplazar los ingresos por la venta de madera por los ingresos de la compensación de reducciones de emisiones mediante su protección, las co-munidades tendrán el incentivo de continuar protegiendo sus bosques y podrán seguir viviendo en armonía con ellos manteniendo sus valores culturales y espirituales.

Al implementar este proyecto de protec-ción de bosques, Fundación Natura trabajará con las comunidades para crear y fortalecer sus capacidades en manejo de bosques y es-tas retirarán de sus contratos de aprovecha-miento a las empresas madereras. De manera conjunta con las comunidades, se realizarán actividades de monitoreo para evitar el ries-go de cosecha ilegal y actividades de medi-ción de biomasa.

neutralización se hará protegiendo el choré

HuELLA DE CARBONO BZ GROuP 2010

EMISIONES DIRECTAS DE GEIActividad Ton CO2-e (%)Consumo de combustibles en vehículos propios y controlados por BZ Group (combustión móvil) 9,12 24,76%

EMISIONES INDIRECTAS DE GEI POR ENERGíAActividad Ton CO2-e (%)Consumo de energía eléctrica generada en el SIN 10,24 27,79%

OTRAS EMISIONES INDIRECTAS DE GEIActividad Ton CO2-e (%)Viajes por actividades de la empresa en transporte aéreo 17,48 47,45%

EMISIONES BZ GROuP TOTALES Ton CO2-eEmisiones Totales 36,84

EMISIONES POR PERSONA EMISIONES POR DíA TRABAjADO Ton CO2-e/persona Ton CO2-e/día 1.67 0,14

EMISIONES POR TIPO DE fuENTE BZ GROuP

2. 3.ReducirNeutralizar

ESquEMA DE NEuTRALIZACIÓN PARA LA HuELLA DE CARBONO DE BZ GROuP

47%

Una empresa“neutra en carbono” emite cero emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero y compensa las que no se pueden reducir vía proyectos externos.

Comprenden iluminación, equipos eléctricos, aire acondicionado, transporte aéreo y terrestre.

BZ Group eligió conservación de bosques en Cho-ré para compensar emisiones de GEI y ser neutro.

Es evidente que los viajes en transporte aéreo son la mayor fuente de emisión de GEI de BZ Group (47%). Sin embargo, la suma por combustión móvil terrestre (25%) y consumo de ener-gía eléctrica (28%) es mayor del 50%.

25%

28%

Fuente: Informe Huella de Carbono BZ Group 2010

Foto

: ABT

12 1 al 15 de Marzo | 2012

yPFB TiENE PREviSTo PARA El MES DE FEBRERo lA CoNClUSióN DE loS ESTUDioS DE iMPACTo AMBiENTAl EN PozoS PETRolERoS ANTiGUoS, loS qUE DARáN lA BASE PARA SU REMEDiACióN“ “Programa de Trabajo 2012, Dirección de Medio Ambiente de YPFB Corporación

PETRÓLEO& GAS

Son 13 los pozos que serán cerrados definitivamente este 2012, de acuer-do a un informe brindado por la Di-

rección de Medio Ambiente de Yacimien-tos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a Reporte Energía.

En este marco, se indicó que la mayor parte de los pasivos ambientales hidrocar-buríferos, que se encuentran en estado crítico y que serán remediados el próximo año, se ubican en el municipio de Yacuiba, provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.

La estatal petrolera se encargará del abandono técnico definitivo de ocho po-zos en el Campo Sanandita, el SAN-2, SAN-9, SAN-17, SAN-26, SAN-28, SAN-32 y S/N Itavicua. Adicionalmente, YPFB Chaco tiene previsto actividades de abandono de 6 po-zos, remediación y restauración en el Cam-po Caigua, a partir de marzo de 2012.

Por otro lado, en el Campo Río Grande, YPFB Andina implementa un “servicio de caracterización y remediación del pasivo ambiental “El Grifo”, un área de disposición de aguas de formación, para determinar inicialmente el nivel de contaminación y posteriormente tomar las acciones corres-pondientes. Este estudio se encuentra ac-tualmente en ejecución.

Para el procedimiento de remediación ambiental establecido para la gestión 2012, YPFB Casa Matriz tiene un presupuesto ini-cial de Bs 16 millones, que prevén incremen-tarlos para cubrir costos de construcción de caminos y el abandono de siete pozos. Las fases de remediación y restauración se im-plementarán recién en la gestión 2013, una vez culminado el abandono técnico.

En la gestión 2011 se iniciaron las ac-tividades de abandono técnico definitivo (cierre) en 4 pozos considerados de alto riesgo, 2 pozos por YPFB Chaco en el cam-po Caigua el CAI-6 y el CAI-8 y 2 pozos por YPFB Casa Matriz en el Campo Sanandita el SAN-31 y SAN-X3.

Las actividades de cierre de estos pa-sivos ambientales fueron realizados por la empresa Equipetrol SA en julio de 2011 en los pozos de Sanandita y durante el mes de enero de 2012 en Caigua.

Para el cierre técnico de los pozos del campo Sanandita, se sellaron con tapones de cemento a diferentes profundidades para evitar futuras emanaciones de hidro-carburos que amenacen al medio ambien-

YPFB Corporación realizará el abandono definitivo de ocho pozos con un presupuesto inicial de Bs 16 millones. YPFB Chaco cerrará seis pozos. La remediación se iniciará el 2013.

AvANCES EN REMEDiACióN DE PASivoS AMBiENTAlES

13 pozos petroleros se cerrarán deFinitiVamente este 2012TeXTO: LIZZEtt VArGAS O.

te, señala el documento.Antes del cierre se realizaron trabajos

superficiales para acondicionar el estado de los pozos, como la verificación de la presión, instalación de unidades de ce-mentación, cisterna, tanque de retorno de agua y el armado de líneas hasta boca del pozo. El costo total del proyecto fue de Bs 7.2 millones.

En campo Caigua se ejecutó la cons-trucción de caminos y planchadas para el abandono técnico de los pozos CAI-6 y CAI-8.

Actualmente estos cuatro pozos se en-cuentran en fase de remediación en el área afectada, con una duración aproximada de 14 meses para los pozos del campo Sanan-dita y 3 meses para los de Caigua.

La remediación consiste en la aplica-ción de bio-tratamiento para reducir los ni-veles de contaminación a concentraciones dentro de los límites permisibles estable-cidos en la norma y posterior restauración del área para devolver la misma a condicio-nes similares a las originales.

Por otro lado, YPFB Chaco implementa

un plan de contingencias del pozo CAI-2, que consiste en el control de fuga en vál-vula y confinamiento de derrame. Además realiza la restauración y revegetación de planchada que incluye tratamiento de sue-los con hidrocarburos.

YPFB tiene previsto concluir en bre-ve los estudios de impacto ambiental en aquellos pozos petroleros antiguos, que darán la base técnica para su remediación. Entre tanto, hace seguimiento de la respon-sabilidad ambiental en las áreas bajo Con-trato de Operación. ▲

Fuente: Dirección Nacional de Medio Ambiente de YPFB

PozoS PREviSToS PoR yPFB PARA SU ABANDoNo EN El 2012

N°

1

2

3

4

5

6

7

Nombre del pozo

SAN-2

SAN-9

SAN-17

SAN-26

SAN-28

SAN-32

S/N Itavicua

ubicación geográfica

Campo Sanandita, Municipio de Yacuiba, Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija

Municipio de Yacuiba, Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija

Abandono

Abandono definitivo, conforme D.S. 28397







Remediación/restauración*

En estudio.

Suelos con concentraciones de TPH >5000 ppm serán removidos y dispuestos fuera de locación para su trata-miento.


Los suelos no requieren tratamiento puesto que las con-centraciones de hidrocarburos se encuentra por debajo de los límites permisibles establecidos en norma. Se apli-caran medidas de restauración y revegetarán.




131 al 15 de Marzo | 2012

13 pozos petroleros se cerrarán deFinitiVamente este 2012

ExiSTE, PRiNCiPAlMENTE El CoMPRoMiSo ASUMiDo PARA llEvAR ADElANTE ESTAS lABoRES DE REMEDiACióN olviDADAS PoR MUCho TiEMPo PoR GESTioNES ANTERioRES“ “Helmudt Muller, Director Nacional de Medio Ambiente de YPFB

PETRÓLEO& GAS

En 2011 una comisión integrada por YPFB, MHE, Sernap, municipios afectados y APG, junto a Reporte Energía, identificó los pasivos ambientales petroleros en el chaco tarijeño.

La gestión de los pasivos ambien-tales, se desarrolla en un escenario complejo debido a la falta de informa-ción respecto a la situación actual de los mismos, vacíos procedimentales administrativos, legales, económicos financieros, gestiones inconclusas de remediación ambiental de pasivos ambientales derivadas de la capitali-zación y privatización de las empresas petroleras por las cuales, hasta hace poco no se manifestaba una entidad estatal para la gestión de los mismos.

Existen varios aspectos positivos, principalmente el compromiso asumi-do para llevar adelante estas labores de remediación olvidadas por mucho tiempo por gestiones anteriores.

Ahora se tiene un amplio compro-miso social y ambiental por parte de YPFB, por lo que se ha conformado un Comité para encarar estos temas con representantes de la Asamblea del Pueblo Guaraní. Los trabajos son realizados con amplia socialización y participación de los actores involucra-dos que reiteradamente son invitados y en algunos casos no responden a nuestras convocatorias, pero igual te-nemos la responsabilidad de avanzar con estas actividades.

Se han encarado varios estudios para armarnos de información rela-cionada al estado de varios pozos abandonados y caracterizar su estado técnico y ambiental, nivel de riesgo y evaluar su priorización para establecer propuestas de acciones e intervención adecuadas.

Al respecto, YPFB como brazo operativo del sector hidrocarburífero, no ha sido indiferente a la problemáti-ca ambiental derivada de la existencia de pasivos hidrocarburíferos y pese a la complejidad en la gestión de los mismos se encuentra actualmente realizando estudios de consultoría y proyectos de remediación ambiental.

“PESE A lA CoMPlEJiDAD AvANzAMoS”

helmudt Muller, director Nacional de Medio Ambiente de yPFB Corporación

oPiNióN

- Estudio de “Identificación y remedia-ción de pasivos ambientales hidro-carburíferos”, concluido en octubre de 2011 por Cryotec & Demison.

- Estudio de “Evaluación Ambiental y Propuesta para la Remediación y Restauración Ambiental en Áreas de Nuevos Contratos”, a concluir en el mes de febrero de 2012 por T&C.

- “Estudio a diseño final para remedia-ción, restauración ambiental y reha-bilitación de caminos de acceso”, a concluir en el mes de febrero de 2012 por PCA Ingenieros Consultores.

NORMATIvA. El abandono técnico de pozos se encuentra normado en el ca-pítulo IV del DS 28397 Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Ex-plotación de Hidrocarburos. En base al reglamento se determinó que opera-ciones se realizarían para el abandono del pozo.

AvANCE DE ESTUDioS y PRoyECToS DE REMEDiACióN

MARCo lEGAl ACCioNES EN EJECUCióN EN loS PASivoS AMBiENTAlES

PasivosAmbientales

En áreas de contrato

En áreas reser-vadas de YPFB sujetas a negocia-ción para firma de nuevos contratos

En áreas libres

Acciones en ejecución

Análisis legal de responsabilidad por los pasivos hidrocarburífe-ros en el marco de los contratos de operación. En caso de de-terminarse la responsabilidad del titular, se inician las gestiones necesarias para diagnosticar la situación ambiental, de riesgo y de conflicto social derivada de la existencia de dichos pasivos ambientales. Posteriormente y cuando corresponda la Unidad de Pasivos Ambientales instruye al operador a través de Presiden-cia realizar el abandono, remediación y restauración de las áreas afectadas por dichos pasivos.

Aplicación de la cláusula 9.3 de obligaciones ambientales, por lo que YPFB deberá presentar al titular, los resultados de un Estudio de Evaluación Ambiental en Áreas de Contrato, mismo que refleje la situación actual de los pasivos ambientales hidrocarburíferos preexistentes generados antes de la firma del contrato y con ello determinar obligaciones ambientales. En caso de determinarse la necesidad de realizar un abandono de pozos, se realizará diseño final para cada caso y su implementación .

Investigación de la situación actual. En caso de determinarse la necesidad de realizar un abandono de pozos, remediación y res-tauración ambiental, se realizará el diseño final para cada caso y posteriormente la implementación del proyecto.

Fuente: Dirección Nacional de Medio Ambiente de YPFB

Foto

: Arc

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Rep

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Ene

rgía

14 1 al 15 de Marzo | 2012

PERFoRACióN iNTERvENCioNES

Para este año las actividades de las em-presas con contratos de operación de bajo Capex (inversiones de capital)

se dirigirán principalmente a la explotación de campos en actual producción, según un informe brindado por la Vicepresidencia Nacional de Administración, Fiscalización y Contratos de Yacimientos Petrolíferos Fisca-les Bolivianos (YPFB) a Reporte Energía.

En este sentido, la compañía PESA con-templa la intervención del pozo CLP 3, con el objetivo de evaluar y movilizar las reser-vas probables de gas del reservorio Tarija Gas, “bajando arreglo final de producción simple”.

Asimismo tiene previsto perforar y ter-minar el pozo CLP-1004 con el objetivo de evaluar la posibilidad de movilizar las re-servas probables de gas de los reservorios

Chaco 2, 3, 4, 5 y Yecua del campo Colpa. La profundidad final del pozo será de 1.370 metros y será terminado “con arreglo de producción simple selectivo con empaque de grava”. La inversión Capex para el 2012 de esta empresa asciende a $us 4.040.813.

Por su parte Canadian Energy – Mo-nelco, tiene como actividades principales de explotación para el campo Warnes en esta gestión las pruebas de producción en el pozo WRN-X1 ($us 186.000), dar continui-dad a los trabajos en la planta de procesa-miento de gas ($us 325.000), construcción de gasoducto de empalme al GCM 7 Kms ($us 582.000), perforación del pozo WRN-X3 (1900 metros de profundidad, tiempo esti-mado 25 días con un costo de $us 2.585.000) y construcción de líneas de recolección del WRN-X3 – Planta Warnes (582.000 $us).

Se aclara que las actividades de perfo-ración del pozo WRN-X3, están condiciona-das a los resultados de las pruebas de pro-ducción a realizarse al pozo WRN-X1.

No ExiSTEN RESUlTADoS DE ExPloTACióN PARA El CAMPo wARNES oPERADo PoR MoNElCo PARA lA GESTióN 2011, PoRqUE A lA FEChA No SE ENCUENTRA liBERADA lA liCENCiA AMBiENTAl“ “Vicepresidencia Nacional de Administración, Fiscalización y Contratos de YPFB

PETRÓLEO & GAS


POZO CAR 1013

Las operaciones de perforación del pozo CAR 1013 se iniciaron con objeto de al-canzar la profundidad de los reservorios.La terminación se inicia en el 20/ene/2012 y a fines del mes de enero continúan las operaciones de terminación.

POZO CAR 46

Se terminó el pozo en el reservorio Petaca superior como productor de gas. El pozo se encuentra actualmente en produc-ción.

POZO CAR 102

Intervención puso en producción en for-ma inmediata por una línea de conduc-ción compartida con otro pozo.

POZO CAR 75

Se efectuaron las evaluaciones de pro-ducción correspondientes en los nive-les de San Telmo (4 y 3A), Yecua “G” y Petaca Superior gas “TG” con resultado negativo.

POZO CAR 16

El pozo fue terminado como productor de gas en los reservorios Yecua “D” y Pe-taca.

EN lA GESTióN 2012

compañías con bajo capeX destinan inVersión a eXplotación de camposEn lista de actividades para este año figuran la intervención y perforación de pozos para aumentar producción y la reinter-pretación sísmica para desarrollar reservas hidrocarburíferas. Se trata mayormente de explotación de campos maduros.

iNTERvENCioNES CAMPo NARANJilloS

ESTUDioS DE iNGENiERíA

En la gestión 2011, se iniciaron varios proyectos con el objetivo de contar con instalacio-nes más seguras, cuyo presupuesto CAPEX aprobado por YPFB en el PTP modificado 2011 asciende a $us 3.983.200. Asimismo en lo que concierne al incremento de produc-ción, se efectuaron inversiones en intervenciones de pozos en el campo Naranjillos.

POZO NjL-2

El objetivo de la intervención del Pozo NJL-2 era abandonar el tramo inferior de la arenis-ca Santa Cruz y producir su parte superior. Probar y evaluar la arenisca Cajones A, probar y evaluar la arenisca San Isidro, terminando el pozo con arreglo simple selectivo con empaque de grava.

POZO NjL-9

La intervención del pozo NJL-9 tenía como objetivo la intervención de “(i) Recuperar la producción de la formación Escarpment efectuando las cementaciones forzadas de aislación requeridas y (ii) incrementar la producción a través de la ampliación de baleos en el Cajones “B” y Cajones “A”. Bajar arreglo de doble terminación con tubería 2 7/8”, instalando filtro Premium en LC.

POZO NjL-21

Fue intervenido por motivos de seguridad, dado que la tubería de producción estaba torcida encima del cabezal como efecto del deslizamiento de terreno que afectó a la línea de recolección del pozo. Asimismo se programó probar las areniscas Cajones A y San Isidro.

No existen resultados de explotación para el campo Warnes operado por Monelco para la gestión 2011, porque a la fecha no se encuentra liberada la Licencia Ambiental (actualmente en el Ministerio de Medio Ambiente), sin embargo existe un avance del 90% en los Estudios de Ingeniería para desarrollo del campo que representa un costo de $us 25.000.

INfORME DE ACTIvIDADES GESTIÓN 2011 - PESAEl presupuesto Capex aprobado para la gestión 2011 fue de $us 7.312.780

INfORME DE ACTIvIDADES GESTIÓN 2011 -CANADIAN ENERGY – MONELCOCompañía con contrato de operación para explotación

INfORME DE ACTIvIDADES GESTIÓN 2011 - vINTAGE PETROLEuMLa empresa Vintage Petroleum Boliviana Ltd. tiene contrato de operación para efectuar la explotación de los campos Naranjillos, Ñupuco, Chaco Sur y Porvenir, los que constituyen en la actualidad campos maduros, cuya producción en actual declinación data de fines del año 60.

A su vez, la empresa Vintage Petroleum Boliviana Ltda. explota campos conside-rados maduros como Naranjillos, Ñupuco, Chaco Sur y Porvenir porque su producción está en actual declinación y data de fines de 1960. Para este año la inversión CAPEX en el PTP 2012 aprobado, asciende a $us 4.402.682.

Durante la presente gestión, en el cam-po Ñupuco realizará la reinterpretación sís-mica (exploración) y estudios de ingeniería para desarrollar sus reservas hidrocarburí-feras, asimismo las actividades en explota-

ción comprenden la continuidad de varios proyectos a ejecutarse con el propósito de que las inversiones estén orientadas bási-camente al mejoramiento de instalaciones de proceso y construcciones con el objetivo fundamental de incrementar la seguridad, disponer de sistemas y mecanismos para una operación segura, precisa y confiable. La base de trabajo de los proyectos que se vienen ejecutando, permitirán efectuar nuevas perforaciones, con el objetivo de in-crementar la producción en una estimación de 40 MMpcd a partir de la gestión 2013. ▲

Fuente: VNACF-YPFBFuente: VNACF-YPFB

Fuente: VNACF-YPFB

151 al 15 de Marzo | 2012

lA PRoDUCCióN DE ENERGíA PRiMARiA AlCANzó El PiCo MáS AlTo DE lA DéCADA EN El 2010 CoN UN ToTAl DE 113.524,68 kBEP“ “Balance Energético Nacional 2000-2010

PETRÓLEO & GAS

Del 2000 al 2010 el consumo de ener-gía en el país creció en 68,6%, mien-tras que la producción en 178,3%,

según un cálculo realizado por Reporte Energía en base al Balance Energético Na-cional correspondiente a este periodo.

El informe, elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, muestra que los energéticos tomados en cuenta en este balance son la electricidad, el gas natural, gas licuado de petróleo (GLP), diésel, gasoli-nas, biomasa y otros derivados.

El documento detalla que el consumo de energía aumentó de 20.512,13 kbep (Ki-los de barriles de petróleo) en el año 2000 a 34.588,74 kbep en el 2010, siendo el gas natural y el diésel los energéticos con ma-yor crecimiento en la demanda con 180,1% y 79,2%, respectivamente, además de ser los tipos de energía más consumidos en el país.

Los sectores que registraron mayor in-cremento en consumo de energía fueron el transporte con 101,6%, convirtiéndose también en el principal consumidor de vo-lúmenes energéticos, ya que en el año 2010 requirió un 40% (13.946,83 kbep) del total demandado internamente.

El sector agropecuario, pesca y minería tuvo un 84,8% de crecimiento y el comer-cial un 84,1%, aunque el volumen consumi-do de ambos no es considerable, tomando en cuenta que en el 2010, solo representó un 11% (3.933,56 kbep) y 3% (1.042,95 kbep), respectivamente, del consumo total.

Asimismo, la demanda de la industria creció en 47,8% y 40,9 % en el sector resi-

en diez años consumo de energía creció en 68,6%


SECTOR 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Transporte 6.916,76 6.719,52 6.863,55 7.287,84 7.910,75 8.308,98 9.240,37 10.406,84 11.730,12 12.522,19 13.946,83

Industria 6.307,82 6.190,97 6.438,34 6.597,04 6.918,26 7.172,50 7.606,47 8.026,69 8.344,59 8.919,99 9.191,37

Residencial 4.592,84 4.692,42 4.869,31 4.995,12 5.288,09 5.486,24 5.705,68 5.885,92 5.923,92 6.128,64 6.474,03

Comercial 566,46 584,74 624,74 648,28 682,69 736,16 789,17 828,58 885,59 897,89 1.042,95

Agrop., Pes. y Min. 2.128,25 2.122,17 2.205,52 2.399,54 2.623,95 2.838,02 3.105,51 3.409,86 3.590,26 3.555,40 3.933,56

Total 20.512,13 20.309,82 21.001,46 21.927,83 23.423,73 24.541,89 26.447,20 28.557,89 30.474,48 32.024,11 34.588,74

ENERGéTICO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Electricidad 2.207,26 2.205,96 2.300,20 2.345,56 2.460,93 2.649,78 2.840,18 3.067,39 3.391,57 3.542,56 3.787,14

GLP 2.050,42 2.123,28 2.252,16 2.334,51 2.551,44 2.658,60 2.752,49 2.839,16 2.781,94 2.831,78 2.940,36

Diesel Oil 4.677,48 4.683,35 4.855,94 5.401,24 6.020,37 6.439,81 7.070,76 7.588,44 7.742,49 7.501,83 8.382,12

Gasolinas 3.291,63 3.110,22 3.020,96 3.014,03 3.141,29 2.960,67 3.268,04 3.891,10 4.684,71 5.170,13 5.715,67

Gas Natural 2.519,90 2.492,11 2.793,45 3.014,42 3.371,93 3.792,59 4.320,32 5.025,6+4 5.641,42 6.594,90 7.059,41

Biomasa 4.710,00 4.747,84 4.780,01 4.806,00 4.870,00 4.942,00 5.102,13 5.198,72 5.285,76 5.429,23 5.685,65

Otros Derivados 1.055,44 947,07 998,73 1.012,07 1.007,78 1.098,43 1.093,26 947,45 946,60 953,67 1.018,40

Total 20.512,13 20.309,82 21.001,46 21.927,83 23.423,73 24.541,89 26.447,20 28.557,89 30.474,48 32.024,11 34.588,74

CONSuMO DE ENERGíA TOTAL POR ENERGéTICO (EN kBEP)

CONSuMO DE ENERGíA TOTAL POR SECTORES (EN kBEP)

dencial en la última década, representando el 27% (9.191,37 kbep) y 19% (6.474,03 kbep) del consumo de energía en el 2010.

En cuanto a la producción de energía primaria, el país alcanzó el pico más alto del último decenio en el 2010 con un total de 113.524,68 kbep, de los que 69.468,51 kbep (gas y petróleo reconstituido) fueron desti-nados a los mercados de exportación.

En el periodo de estudio, el incremento de la producción fue de 178,3%, principal-mente por el aporte del gas natural que se acrescentó en 291%.

Por su parte, las importaciones de ener-gía crecieron en 146,7%, debido al aumento sustancial en la compra de volúmenes de diésel que de 2.033,27 kbep en el año 2000 subieron a 4.391,25 kbep en el 2010. ▲

EvOLuCIÓN DE LA PRODuCCIÓN, CONSuMO Y TRANSfORMACIÓN DE ENERGíA PIMARIA (EN kBEP)

ESTRuCTuRA DEL CONSuMO fINAL DE ENERGíA PARA EL SECTOR 2010

Industria

Comercial

Residencial

Agrop., Pes. y Min.

Transporte

27%3%

19%11%

40%

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

ProducciónConsumo FinalTransformación

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2010 - MHE




16 1 al 15 de Marzo | 2012

loS CoNTRAToS FiRMADoS CoN lAS EMPRESAS ESTATAlES, qUE SoN lAS REEMPlAzANTES DE lAS AGENCiAS NACioNAlES DE hiDRoCARBURoS, qUiTAN EFiCiENCiA y CoMPETiTiviDAD“ “Álvaro Ríos, analista energético

INTERNACIONAL

Los planes de inversión en explora-ción aumentaron significativamente este 2012 en América Latina, prin-

cipalmente en las petroleras estatales de Colombia, Brasil y Perú en comparación con las de Argentina, Ecuador, Venezuela, Uruguay y Bolivia.

De acuerdo a la información publicada por estas compañías y de analistas consul-tados, estos tres países multiplicaron sus in-versiones porque sus contratos y reglamen-taciones están claramente definidos, lo que da seguridad jurídica a las empresas.

En el caso de Colombia, la estatal pe-trolera Ecopetrol anunció que invertirá $us 2.000 millones en exploración y ex-plotación en 2012. Adicionalmente este país promueve una mayor exploración y explotación de gas para futuras exporta-ciones a través de normas que contemplan la libertad de las exportaciones y para que productores de yacimientos no convencio-nales (gas metano y gas de esquistos) pue-dan comercializar el gas en las condiciones que ellos definan.

Entre tanto, en Brasil la quinta mayor petrolera del mundo, Petrobras, planea in-vertir $us 225.000 millones en cinco años y triplicar su producción a 6,4 millones de

barriles de petróleo y gas natural equiva-lente por día al 2020. En el área de explo-ración, perforará 66 pozos costa afuera en 2013.

Por su parte, la petrolera Petroperú, anunció su plan de inversiones 2012-2016, por un total de $us 8.780 millones, con re-cursos privados y públicos. Además tienen programado la perforación de 30 pozos exploratorios, para ello solicitaron a Perú-Petro, ente regulador, que se agilicen los procesos de autorización y permisos para no detener la inversión.

En cuanto a cifras por inversiones en exploración, el presupuesto de Petroecua-dor para 2012, suma $us 3.749,5 millones, de los cuales asigna $us 528,5 millones para los proyectos de exploración y producción petrolera. A ello, se suma los futuros acuer-dos con compañías extranjeras por $us 1.700 millones para elevar el bombeo de petróleo en dos de sus campos maduros.

Mientras que Uruguay concedió su pri-mer contrato de exploración y explotación de hidrocarburos con la firma estadouni-dense Shuepbach Energy Uruguay SRL. Las inversiones planteadas están entre los $us 6 millones y $us 9 millones para la primera etapa exploratoria.

Asimismo, Petróleos de Venezuela (PD-VSA) anunció que incrementará su inver-sión en el desarrollo integral del suroriente a $us 236 mil millones, en seis años. En

cuanto a su producción, buscará el creci-mientode un millón 124 mil barriles diarios a un millón 600 mil de crudo hasta antes de fines de 2012.

A diferencia de inversiones para explo-ración, YPF de Argentina anunció fuertes inversiones en recursos no convencionales por $us 2.800 millones. De ese total, al me-nos $us 300 millones se destinarán a este tipo de proyectos. ▲

Colombia(Ecopetrol), Brasil (Petrobras) y Perú (Petroperú) incrementaron sus inversiones porque sus contratos y reglamentaciones están claramente definidos.

ANáliSiS DEl ESCENARio hiDRoCARBURíFERo SUDAMERiCANo

inVersiones en eXploración se multiplican en países Vecinos

TeXTO: rE y AGENCIAS

Melchorita es la primera planta de licuefacción de gas natural construida en Sudamérica y la inversión más alta

ejecutada en el Perú.

Perú, Colom-bia, Brasil y Uru-guay tienen una legislación bas-tante transparente relacionada a la entrega de áreas y su manejo. Se hace todo en base a licitacio-nes, donde las inversiones programadas a futuro, bonos en efectivo y otros son variables que se usan para designar a los que se adjudican las áreas petroleras.

La ANH en Colombia, ANP en Brasil y Perú-Petro en Perú cumplen este rol y esto ha hecho que en estos tres países las inversiones se multipliquen.

Las cifras de producción son impor-tantes para el modelo adoptado. Co-lombia está cerca de producir 1 MM de barriles por día, Brasil ya pasó los 2 MM barriles por día y en Perú la exploración ya dio resultados de crudo pesado en el norte y se busca comercializarlo.

Las empresas estatales como Eco-petrol, Petrobras, Ancap y Petroperú son un agente más del mercado. Las áreas del presal en Brasil asignadas a Petrobras cambian esta situación hacia delante en un régimen diferente. En el otro lado Ve-nezuela, Bolivia y Ecuador los contratos entran en negociación con los gobier-nos y esto le resta transparencia a los procesos. Los contratos deben ser firma-dos con las empresas estatales.

oPiNióN

“áREAS liCiTADAS SoN MEJoRESqUE áREAS NEGoCiADAS”

álvaro Ríos,Analista Energético

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171 al 15 de Marzo | 2012

El ESTADo DEBE CAMBiAR DE MATRiz DE PENSAMiENTo, DE RENTiSTA A PAíS qUE ESPERE RENTABiliDAD DE SUS oPERACioNES FiNANCiERAS CoMo SoCio DE PRoyECToS DE vAloR AGREGADo“ “Boris Gómez Úzqueda, analista energético

PETRÓLEO & GAS

Analista opina que reservas monetarias deben financiar pro-yectos del sector. Plantean usar excedentes de exportaciones.

PARA El DESARRollo DE lA ACTiviDAD PETRolERA

sugieren utilizar las rin en industrialización del gas Y gnl

Después que el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Mora-les Ayma, enviara a la Asamblea Le-

gislativa un proyecto de ley para el uso de $us 1.200 millones de las Reservas Interna-cionales Netas (RIN) en temas productivos e industriales, analistas manifestaron posi-ciones distintas sobre la posibilidad de usar estos recursos en la actividad petrolera.

“Siempre hemos sugerido que el Esta-do cambie de matriz de pensamiento de rentista a país que espere rentabilidad de sus operaciones financieras como socio de proyectos de valor agregado. El finan-ciamiento de esos proyectos bien podría darse movilizando las dormidas RIN”, afir-mó Boris Gómez Úzqueda, analista ener-gético.

En su criterio, se debería utilizar de manera inmediata, planificada y orienta-da hasta $us 6.000 millones para financiar proyectos específicos de industrialización del gas, entre ellos una planta de produc-ción de GTL (gas a líquidos), petroquímica de segunda generación, fertilizantes, úrea, explosivos y utilización de gas para gene-ración eléctrica, además de retomar el pro-yecto GNL (gas natural licuado).

Sin embargo, advirtió que estos fon-dos no deben ser usados para la creación de industrias estatales, sino para invertir en operaciones de financiamiento y apa-lancamiento de nuevos capitales externos, en proyectos en los que el Estado bolivia-no sea un socio estratégico e igualitario de empresas multinacionales.

Aclaró que este enfoque debe estar su-jeto a una estabilidad política y a una nueva Ley de Hidrocarburos que regule con trans-parencia el manejo de los recursos que se realizan en el sector.

Una valoración diferente tiene el ex-superintendente de Hidrocarburos, Carlos Miranda, para quien las inversiones en la industria petrolera, siempre tienen un con-tenido de riesgo y que la utilización de las RIN en este sector no es nada aconsejable e inclusive muy criticable.

“El discurso político ha sido que con la llamada Nacionalización de los Hidrocar-buros, recuperaríamos ingentes recursos para el desarrollo de la industria misma y de otros sectores. Por tanto el utilizar las RIN sería una total contradicción a la tan auto elogiada política petrolera nacional”, aseveró.

Señaló que en vez de utilizar las RIN, parte de los ingresos que se reciben por las exportaciones de gas pueden ser destina-dos al desarrollo de la industria petrolera. ▲


Opinan que las RIN deben ser invertidas en operaciones de financiamiento y apalancamiento de nuevos capitales externos.

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18 1 al 15 de Marzo | 2012

con el auspicio de

Europe Brent (dólar por barril)

con el auspicio de

9 11,4101 0,9711 0,9557 3,8646 33,8000 1733,0010 11,5643 0,9834 0,9580 3,8964 10,50 12700,00 142,24 33,5500 1715,5013 11,4759 0,9648 0,9466 3,8605 33,8400 1727,0014 11,2468 0,9414 0,9167 3,8102 33,5100 1721,0015 11,1266 0,9290 0,9144 3,8079 10,50 12800,00 142,24 33,6900 1725,5016 10,8862 0,8999 0,8845 3,7235 33,1800 1716,0017 10,9747 0,9194 0,8902 3,7963 10,50 12800,00 142,24 33,4800 1732,0020 10,6708 0,9197 0,8845 3,7340 33,5600 1729,5021 10,7706 0,9328 0,9099 3,7757 33,6500 1737,0022 10,8409 0,9385 0,9099 3,8059 10,50 12800,00 142,24 34,0800 1754,7523 10,8998 0,9587 0,9235 3,8134 34,5500 1776,50

PRECioS DiARioS - METAl BUllETiN (DEl 9 Al 23 DE FEBRERo 2012)

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Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

Fuente: CNDC

CoTizACióN oFiCiAl DE MiNERAlES

DEMANDA MáxIMA DE POTENCIA EN Mw (may2011-feb 2012) GENERACIÓN MáxIMA DIARIA EN Mw (jun 2011-feb 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.

Cushing, Ok wTI Spot Price fOB

(Dollars per Barrel)

Europe Brent Spot Price fOB (Dollars

per Barrel)

fecha

1839181917991779175917391719169916791659

36,5036,0035,5035,0034,5034,0033,5033,0032,5032,00

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

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

8 9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23días días días días

8 9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 8 9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 8 9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23

Feb 08, 2012 98,8 117,18Feb 09, 2012 99,88 118,4Feb 10, 2012 98,68 118,13Feb 13, 2012 100,39 118,73Feb 14, 2012 100,82 118,3Feb 15, 2012 101,82 120,25Feb 16, 2012 102,33 121Feb 17, 2012 103,27 120,69Feb 21, 2012 105,88 120,85Feb 22, 2012 105,99 123,07

ElECTRiCiDAD

MiNERíA

hiDRoCARBURoS

ESTADíSTICAS

Dia jun jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene feb

1 1.033,1 1.014,8 988,0 1.059,5 1.003,1 1.010,2 1.079,6 832,8 1.045,22 1.029,6 909,7 1.009,9 1.073,2 949,3 920,3 1.100,5 914,6 1.046,23 1.027,9 876,4 1.019,3 1.011,0 1.090,0 1.083,6 1.037,3 1.060,6 1.069,14 966,8 998,4 1.024,7 987,6 1.103,1 1.093,3 977,5 1.093,4 979,05 889,0 1.013,8 1.001,5 1.068,2 1.088,0 1.024,7 1.094,6 1.093,3 949,36 1.003,2 1.019,8 886,7 1.081,7 1.096,7 961,5 1.117,8 1.060,8 1.082,87 1.021,7 999,9 911,6 1.101,2 1.062,4 1.100,7 1.114,3 965,2 1.103,58 1.034,1 1.019,3 1.024,8 1.048,4 969,3 1.089,7 1.070,0 954,4 1.113,59 1.024,0 961,7 1.049,3 1.034,4 939,4 1.106,4 1.076,5 1.067,6 1.039,710 995,0 895,5 1.031,8 988,0 1.071,2 1.118,1 1.034,2 1.039,5 992,611 908,8 1.034,1 1.032,3 944,4 1.044,0 1.072,0 981,8 1.025,1 973,412 865,3 1.045,4 1.022,5 1.066,4 1.060,9 1.039,6 1.105,6 1.011,2 928,113 984,4 1.042,5 1.011,7 1.076,9 1.060,5 1.002,4 1.064,6 1.031,6 1.004,114 985,8 1.042,3 943,6 1.088,8 1.029,6 1.067,2 1.037,0 994,8 1.091,915 1.013,3 1.045,3 1.068,1 1.104,5 929,7 1.075,1 1.098,8 950,2 1.062,816 1.039,8 962,2 1.041,8 1.103,3 920,7 1.068,7 1.090,1 1.071,9 1.062,417 1.030,8 904,4 1.090,3 1.025,9 1.053,4 1.073,8 1.003,7 1.098,1 1.013,818 970,0 1.018,4 1.102,0 929,7 1.083,5 1.098,4 963,9 1.055,0 877,619 924,7 1.018,6 1.035,6 1.062,8 1.093,3 1.016,2 1.089,7 1.100,0 858,220 1.045,3 1.029,1 935,3 1.061,8 1.079,9 979,4 1.117,2 1.080,5 885,721 1.005,6 1.010,3 910,8 1.088,0 1.094,6 1.082,6 1.094,6 1.005,1 847,722 1.023,1 1.024,0 1.015,9 1.093,6 1.025,1 1.082,3 1.079,7 905,7 23 898,3 969,0 1.038,3 1.080,8 984,3 1.098,8 1.070,6 960,4 24 989,0 921,7 1.046,3 970,8 1.103,6 1.110,1 980,5 1.054,4 25 922,9 1.017,9 1.057,6 952,2 1.085,8 1.105,8 848,0 1.006,4 26 878,7 1.013,5 1.060,0 1.084,1 1.082,2 1.028,9 953,7 1.052,5 27 995,8 1.036,5 1.019,2 1.093,5 1.102,4 993,8 1.088,8 1.063,8 28 1.008,9 1.048,1 978,9 1.035,2 1.072,7 1.068,8 1.102,4 1.009,9 29 1.028,9 1.036,2 1.082,4 1.052,2 1.052,4 1.078,5 1.085,1 940,7 30 1.012,6 939,8 1.073,5 1.098,4 911,0 1.084,6 1.055,8 31 876,6 1.059,5 1.034,2 1.084,5 Max. 1.081,7 1.080,7 1.045,3 1.048,1 1.102,0 1.104,5 1.103,6 1.118,1 1.113,5

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)

Termoeléctrica

Hidroeléctrica

May jun jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene feb (al 21)CRE - Santa Cruz 376,1 348,2 347,7 386,7 404,8 401,0 415,2 422,4 413,8 399,7ELECTROPAZ - La Paz 265,6 269,4 271,6 272,4 266,0 266,1 264,1 260,0 255,3 261,0ELFEC - Cochabamba 165,5 167,1 166,1 169,8 171,2 172,4 170,1 170,6 164,1 166,8ELFEC - Chimoré 8,8 9,0 8,9 10,2 9,9 9,7 9,9 9,5 9,2 9,6ELFEO - Oruro 50,8 51,1 50,6 51,8 51,2 50,1 48,6 49,9 49,2 50,4ELFEO - Catavi 16,7 18,4 18,7 18,4 18,4 17,1 16,5 17,1 16,0 17,6CESSA - Sucre 38,4 38,6 37,6 38,4 38,5 38,8 38,1 40,2 37,6 38,5SEPSA - Potosí 36,8 38,6 38,1 39,3 38,3 38,9 38,2 39,4 39,5 39,7SEPSA - Punutuma 7,2 7,7 7,6 7,4 7,3 6,9 6,7 6,7 6,3 6,4SEPSA - Atocha 11,2 11,5 11,5 11,3 10,9 10,7 10,6 10,4 10,1 10,3SEPSA - Don Diego 6,0 5,2 5,8 5,7 5,9 5,9 5,7 5,7 5,5 5,7ENDE - Varios (2) 12,9 14,4 13,4 15,4 15,3 15,6 16,1 16,0 15,3 16,0SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 51,8 50,7 51,5 52,2 51,3 50,9 51,9 52,7 54,0 53,9Otros - C. No Regulados 15,1 14,7 15,2 15,2 15,2 15,0 15,2 15,1 15,1 15,1Varios (1) 2,1 1,7 2,2 2,1 2,2 2,2 2,0 2,0 2,0 1,9TOTAL COINCIDENTAL 1.031,0 993,5 995,1 1.050,1 1.052,0 1.052,5 1.065,5 1.067,4 1.045,2 1.056,5

DíAS

ENERGíA DIARIA INYECTADA EN Mw (del 7 al 21-02-2012)Mw

Los valores de energía horaria aquí informados son obtenidos a partir de los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

14.000,0

12.000,0

10.000,0

8.000,0

6.000,0

4.000,0

2.000,0

0,07 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Termoeléctrica

Hidroeléctrica

$us

191 al 15 de Marzo | 2012

reporte energía edición 73

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