El ingreso a la serranía Aguaragüe está pre-vista para mayo de acuerdo al plan de YPFB Petroandina SAM. La APG sostiene que la pe-

trolera no tiene ingreso para reali-zar trabajos hidrocarburíferos.

El sistema de generación eléctrica en base a bagazo de caña tiene licencia ambiental y de funcionamiento, pero está parado desde

2009. La AE y el Ministerio de Am-biente deslindan responsabilidad.

Tomando en cuenta que los 9,94 TCF de reservas probadas de gas solo alcanzan para cumplir compromisos externos e internos hasta 2021, expertos señalan que se debe incentivar a las petroleras para que perforen pozos exploratorios a fin de añadir reservas. YPFB y subsidiarias asumen en solitario esta tarea.

COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | ABRIL 2011

petróleo & gas

energías alternativas

bolivia requiere nuevos mercados e inversión privada para sumar reservas

YpFb peTroandina alisTa inicio de seGunda Fase en TimboY X-2

YPFB Logística ganó el primer lugar de la copa Sinergia

no HaY quien se responsabilice por Trabas a proYecTo Yane 1

el país mantiene potencial hidrocarburífero p. 12-15

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p. 5Antes de planificar venta de gas a nuevos mercados, se debe

convertir las reservas probables (P2) y posibles (P3) a proba-das, perforando para descubrir nuevos reservorios, sugieren

analistas nacionales y del exterior del país. Por su parte la empre-

sa estatal petrolera utiliza la suma de P1+P2+P3 para garantizar el cumplimiento de contratos, exportación y demanda interna. Para la CBHE, el problema no son las reservas, sino el cómo hacer sosteni-ble el sector más allá del 2019 o 2026.

Precio en BoliviaBs. 10

Nro. 55Del 16 al 30 de

Abril de 2011

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

electricidad

sisTemas aislados a diÉsel Generan elecTricidad cara Y dan suminisTro deFicienTe

Según la AE entre los problemas más frecuentes de los sistemas aislados están la poca capacidad técnica,

desconocimiento de la norma, poca inver-sión y retraso en adecuación de sistemas.

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: CRE

p. 6-7

YPFB Logística ganó el primer lugar de la copa Sinergia p. 8-11

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sinerGias

lo ÚlTimo ediTorial director : MIGUEL ZABALA BISHOPmzabala@reporteenergia.com

YPFB TRANSPORTE CONCLUYÓ ACUEDUCTO EN 28 DíAS

ASUME NUEvA DIRECTIvA DEL COMITÉ BOLIvIANO - BOCIER

COMISIÓN RUSA Y YPFB SEREUNIRáN EL 26 DE ABRIL

El evento realizado por las subsidia-rias de YPFB Corporación, denominado “Sinergia”, demuestra una vez más que los profesionales bolivianos están a la altura de los estándares de la industria a nivel mundial y las empresas subsidiarias de la corporación YPFB, continuan demostran-do interés en la mejora continua.

Los más de quince proyectos presen-tados para participar en la Copa Sinergia 2011, representan esfuerzos y logros em-presariales que cumplen con los requisi-tos de ser novedosos y de marcado be-neficio para las propias empresas, lo que redunda en beneficio para el país.

La investigación científica, el desa-rrollo de proyectos de optimización de procesos ó el fortalecimiento de las es-tructuras corporativas, forman parte de la visión con que se han encarado cada uno de los proyectos que entraron a competir en el evento que no busca otra cosa que incentivar a los funcionarios y las empre-sas a superarse a sí mismas.

Ahora bien, es hidalgo reconocer que estos logros no se habrían alcanzado, si tanto los funcionarios como la cultura em-presarial no hubiera estado marcada por

el valioso know how transferido por em-presas de porte mundial que apostaron por Bolivia en el pasado y no escatimaron esfuerzos en fortalecer el componente de recursos humanos de las empresas, con lo que se elevó el nivel de calidad de técnicos y profesionales que se pusieron a la par de cualquier país del mundo con actividad hidrocarburífera.

Recordemos que los funcionarios de empresas como Petrobras, Repsol, Pan american, BP, BG, Vintage, Pluspetrol, Shell u otras muchas, de talla global, invierten grandes recursos en perfeccionar las ap-titudes y habilidades de sus empleados, ampliando sus fortalezas académicas con experiencia probada, lo que arroja resultados altísimamente positivos en el balance final, porque un funcionario mo-tivado, formado y en un buen ambiente laboral es capaz de alcanzar las metas y los objetivos corporativos con mayor fa-cilidad que aquellos que no cuentan con estas condiciones.

Es por eso que destacamos el even-to realizado por YPFB estos días, dada la necesidad de establecer fuertes sinergias entre las subsidiarias, a fin de optimizar

costos y beneficiar al país con sus logros y resultados.

Cabe destacada mención el proyecto de “Reducción de mermas en el poliducto Sucre-Camiri”, presentado por la empresa subsidiaria YPFB Logística (aún llamada CLHB Nacionalizada), que superó el grave problema que significa para el sistema de ductos y la relación proveedor-cliente, además de su impacto ambiental, la pér-dida de hidrocarburos líquidos en ductos antiguos. Su recuperación, bajando las pérdidas de 12 a 3 millones de litros, con un éxito de 75% de reducción de mermas, gracias a las operaciones de reparación y optimización del sistema de transporte, dio resultados económicos positivos al final de la gestión.

Iniciativas como éstas deberían ins-titucionalizarse en todas las áreas de la corporación YPFB. Por ejemplo debería empezarse con la aplicación de nuevos sistemas de gestión y gobierno electró-nico en todo el sistema YPFB, desde Casa Matriz hasta la última estación, además de optimizar sus sistemas administrativos que elevarán la transparencia y le harán ganar en calidad y recursos al país. ▲

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YPFB Logística y YPFB Chaco fueron ganadores de premios Sinergia YPFB Chaco hará sísmica 3D en bloque Chimoré

Expertos en petroquímica ven viabilidad de proyectos en Bolivia Califican de exitosa primera versión de Expologística

Planta ‘Rafaela’ utilizará 360.000 m3/mes de gas natural

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YPFB Transporte culminó ‘en tiempo récord’ las obras para el acueducto La Paz que devolvió el suministro de agua a 300 mil personas que fueron afectadas por el deslizamiento de febre-ro, según un boletín de la compañía.

En este sentido, Christian Inchauste, presi-dente de la transportadora destacó el apoyo de Empresa Pública Social de Agua y Saneamiento (Epsas), alcaldía de La Paz y ejército de Bolivia, quienes junto a YPFB Transporte unieron esfuer-zos para llevar adelante este proyecto. La obra tuvo un costo de 750 mil dólares .

El capítulo boliviano Bocier de la Comi-sión de Integración Energética Regional (Cier) eligió a su directiva para la gestión 2011-2013.

De esta manera, Miguel Aramayo de la Transportadora de Electricidad (TDE) y René Ustariz de la Empresa de Luz y Fuerza Eléctri-ca de Cochabamba (Elfec) fueron designados como presidente y vicepresidente del Bocier respectivamente.

El Bocier forma parte del Cier, que está conformado por las entidades y empresas del sector energético de Sudamérica.

Una comisión de altos ejecutivos de la em-presa rusa Gazprom GP Exploración y Produc-ción S.L. llegará a Santa Cruz el 26 de abril para reunirse con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), informó la compañía.

Los principales ejecutivos de Gazprom continuarán con las negociaciones para la con-formación de una Sociedad Anónima Mixta (SAM) en la exploración en el bloque Azero. La petrolera rusa espera lograr avances importan-tes y consensuar temas relativos a los aportes en función a la participación accionaria en la SAM, entre otros temas.

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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Miguel Zabala Bishop Director

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

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lA lEy DiCE quE lAs DisTRiBuiDoRAs PuEDEn GEnERAR EnERGíA EléCTRiCA hAsTA un 15% DE lA CAnTiDAD DE EnERGíA quE DisTRiBuyEn PERo DEBEn hACERlo Con EnERGíA REnovABlE“ “Roberto Soto-consultor de One Carbon / PDD de Guabirá Energía

ENERGíASALTERNATIvAS

La implementación de la planta de generación eléctrica renovable a partir del bagazo de caña no avanza por trabas burocráticas, pese a que tiene licencia ambiental y de funcionamiento.

sisTEmA DE GEnERACión Con BAGAzo DE CAñA PARAlizADo DEsDE 2009

nadie asume responsabilidad por Freno a proYecTo Yane-1

El proyecto de instalación de la planta de generación eléctrica renovable Yane-1, que pretende obtener energía a partir

del bagazo de caña, se encuentra parado desde 2009 y no hay quien se responsabili-ce por las trabas que retrasan esta iniciativa, constató Reporte Energía en una investiga-ción especial.

Yane-1 ubicado en los predios del inge-nio azucarero Unagro, localidad de Mineros en el departamento de Santa Cruz, tenía con-templado inyectar 35 MW al Sistema Interco-nectado Nacional (SIN). Sin embargo, hasta la fecha el proyecto no avanza.

Según la Cooperativa Rural de Electrifi-cación (CRE), el proyecto Yane-1 está parado hacen dos años porque la Autoridad de Fisca-lización y Control Social de Electricidad (AE) no define si el bagazo es un recurso natural o artificial.

Por su parte, la AE manifiesta que otor-gó a CRE la licencia provisional para realizar el estudio de la central Yane-1 mediante Re-solución Nº 131/2010 de 22 de abril de 2010. Además, señala que la Cooperativa cumplió con la entrega del resumen ejecutivo del pro-yecto.

Sin embargo, AE aclara que actualmente

debe realizarse la evaluación sobre la cate-gorización del bagazo como recurso natural renovable y que es atribución del Ministerio de Medio Ambiente y Agua (MMAyA) a tra-vés del Viceministerio de Medio Ambiente Biodiversidad y Cambios Climáticos dar una definición al respecto.

Consultado sobre el tema, en la Direc-ción de Medio Ambiente y Cambio Climáti-co, dependiente del Ministerio del ramo, se aclaró que la definición sobre la naturaleza del bagazo de caña es de competencia de la Secretaría de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible del Gobierno Departamental Au-tónomo de Santa Cruz. Sin embargo, se dijo también que ya enviaron la respuesta a la AE.

Por su lado, la asesora legal de la Secre-taría de Medio Ambiente de la Gobernación cruceña, Bertha García, confirmó que emitie-ron una licencia ambiental en fecha 5 de abril de 2010 para la central Yane-1.

Pese a que en la AE insisten en que el Ministerio de Medio Ambiente y Cambio Cli-mático debe ser el ente que defina el tema del bagazo de caña, en un documento al que tuvo acceso Reporte Energía, se menciona que se “aguardó respuesta del Viceministe-rio de Medio Ambiente y Cambio Climático a consultas anteriormente cursadas a dicha repartición estatal, en relación a si la biomasa proveniente del bagazo de caña, se consi-dera un recurso natural renovable, decisión

teXto: doriA AÑEZ S.

informada a CRE el 29 de julio de 2009”. Y se añade que “ el 8 de octubre de 2009, se recibió la respuesta del Viceministerio de Medio Ambiente, Biodiversidad y Cambio Climático...”.

Según el presidente de CRE, Luiggi Gua-nella, la central eléctrica Yane-1 tiene conclui-da las fases de estudios, diseño final, licencia ambiental, financiamiento, ingeniería de detalle, elaboración de pliegos, registro de nombre y obras civiles.

Al respecto el gerente de Unagro, Mar-celo Fraija, manifestó que Yane-1 “está en cuarto intermedio”, porque esperan que las leyes viabilicen el uso del bagazo de caña en la producción de energía eléctrica.

En este tema, el consultor de One Car-bon, empresa para el Diseño del Documento del Proyecto, (PDD por sus siglas en inglés) de Guabirá Energía, Roberto Soto, dijo que lo importante no es definir la naturaleza del ba-gazo de caña, sino la producción de energía.

Acotó que el bagazo de caña debe ser conceptuado como un residuo orgánico de un proceso industrial, “el bagazo viene de la caña de azúcar y es un producto natural re-novable”.

Yane-1 es un proyecto impulsado por la CRE en convenio con la Corporación Unagro. La planta de generación eléctrica tiene pre-visto evitar la emisión anual de 70.500 tonela-das de dióxido de carbono (CO2). ▲

La ley dice que las distribuidoras pueden generar electricidad hasta un 15% de la cantidad de energía que distri-buyen, pero debe ser proveniente de re-cursos renovables, por ejemplo, el agua.

El agua es un recurso natural reno-vable pero tiene un desgaste. Se sabe que se está terminando, entonces, hay que pedir un permiso especial al Con-greso o a la Asamblea Plurinacional.

En cambio, la caña de azúcar es algo que se planta, es renovable, no tiene un final ni se agotará en un futuro cercano. ¿Por qué dejaron que Guabirá implemente su proyecto y no le permi-ten a Unagro-CRE desarrollar el suyo? Es una buena pregunta no para mí sino para la AE.

“lA CAñA Es un RECuRso nATuRAl REnovABlE”

Roberto soto, consultor deone Carbon/Guabirá Energía

oPinionEs

PROYECtO. Planta de generación eléc-trica renovable Yane-1uBICACIÓN. Localidad de Mineros, pro-vincia Obispo Santistevan (Santa Cruz)CAPACIDAD. 35MW ENERGÍA ANuAL. 150.000 MWhINvERSIÓN. 20 millones de dólaresREDuCCIÓN DE EMISIONES. Al ser un proyecto para generar energía eléctrica a partir del bagazo de caña, se estima que evite la emisión de 70.500 t/año de CO2.

$us 20 mm DE invERsión

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SISTEMAS AISLADOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN BOLIVIA

Guayaramerín:COOPERATIVA DE SERVICIOS ELÉCTRICOSDE GUAYARAMERIN LTDA.3,83 mwDiesel Oil

Riberalta:Cooperativa Eléctrica Riberalta Ltda. / SECCO Energía Bolivia S.A.6,15 mwDiesel Oil - Biomasa

Rurrenabaque:Cooperativa de Luz Rurrenabaque1,58 mwDiesel Oil

Reyes:Cooperativa de ServiciosElectricos Reyes Ltda.1,28 mwDiesel Oil

Santa Rosa:Cooperativa de ServiciosPúblicosde Santa Rosa Ltda.1,39 mwDiesel Oil

Bella Vista:Cooperativa de Luz Ltda.0,20 mwDiesel Oil Baures:

Cooperativa de ServiciosBaures Ltda.0,29 mwDiesel Oil

Santa Ana:Cooperativa de ServiciosYacuma Ltda.2,52 mwDiesel Oil Huacaraje:

Cooperativa de ServiciosEléctricos Huancaraje Ltda.2,52 mwDiesel Oil

EL Carmen:Cooperativa de ServiciosEléctricos El Carmen Ltda.0,10 mwDiesel Oil

Magdalena:Cooperativa de ServiciosPúblicos Magdalena Ltda.0,91 mwDiesel Oil

Moxos:Cooperativa Moxos Isireri 1,48 mwDiesel Oil

Camargo:Cooperativa de Servicios

Camargo G\E Ltda.0,80 mw

Diesel Oil - Gas Natural

San Buenaventura:Servicios EléctricosSan Buenaventura S.A.0,79 mwDiesel Oil

Ixiamas:HAM (Ixiamas)

0,50 mwDiesel Oil

Tumopasa:Cooperatica de Servicios

Eléctricos Tumupasa Ltda.0,12 mw

Diesel Oil

Camiri:Cooperativa Ruralde Electri�cación3,85 mwGas Natural

Chiquitos:Cooperativa Rural de

Electri�cación Ltda.3,84 mw

Gas Natural

Valles Cruceños:Cooperativa Rural deElectri�cación Ltda.5,98 mwGas Natural

Las Misiones:Cooperativa Rural deElectri�cación Ltda.9,20 mwGas Natural

San Ignacio de Velasco:Cooperativa Rural de

Electri�cación Ltda.4,05 mw

Diesel Oil

German Busch:Cooperativa Rural de

Electri�cación Ltda.12,90 mw

Diesel Oil

Charagua:Cooperativa Rural de Electri�cación Ltda.0,80 mw Gas Natural

Cobija:Empresa Nacionalde Eletricidad8,91 mwDiesel Oil

Monteagudo:Cooperativa de Servicios

Públicos Monteagudo2,89 mw

Diesel Oil

Cachuela Esperanza:Cooperativa de Servicios Eléctricos31 de Mayo Ltda.0,19 mwDiesel Oil

Tarija:Servicios Eléctricos de Tarija/ SECCO Energía Bolivia S.A.31,90 mw Gas Natural - Gen. Hidroeléctrica

Bermejo:Servicios Eléctricosde Tarija5,70 mw Diesel Oil - Gas Natural

Villamontes:Servicios Eléctricos de Tarija3,60 mw Diesel Oil - Gas Natural

YacuibaServicios Eléctricos de Tarija/ SECCO Energía Bolivia S.A.10,70 mw Gas Natural

El Puente:Servicios Eléctricos de Tarija

0,90 mw Diesel Oil - Gas Natural Entre Ríos

Servicios Eléctricos de Tarija1,20 mw Diesel Oil - Gas Natural

A mAyoR DisTAnCiA DE lA línEA DE inTERConEXión, mAyoR Es lA invERsión. PoR Ello, sE DEBE AnAlizAR oTRAs FoRmAs DE GEnERACión BARATA, mAnTEniEnDo El sisTEmA AislADo“ “Sergio Castellón, gerente de Sistemas Aislados de Ende

Fuente: Elaboración propia en base a datos de AE

ELECTRICIDAD

Los sistemas aislados de generación eléctrica que operan en el país tienen tarifas elevadas pese a la subvención

del diésel que consumen y su suministro es deficiente, limitando el acceso al servicio y la ampliación de su cobertura, indicó la Au-toridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).

Según el ente regulador, entre los pro-blemas más frecuentes que se registran en los sistemas aislados del país, se encuentra la poca capacidad técnica e inversión, des-conocimiento de normas y el retraso en la adecuación de los sistemas.

En cuanto a los costos de generación eléctrica de turbinas que funcionan a diésel, la entidad reguladora indicó que el precio de generación a diésel es de 65 $us/MWh, mientras que en el 2010 el precio de gene-ración termoeléctrica fue de 35.55 $us/MWh y el de generación hidroeléctrica al-canzó los 42.83 $us/MWh.

Respecto a los requisitos que se necesi-tan cumplir para que un sistema aislado de generación eléctrica pase al Sistema Inter-conectado Nacional (SIN), la AE señaló que no es posible establecer una cantidad de usuarios que justifique el cambio, debido a que el análisis global debe considerar ade-más la longitud de la línea, el voltaje del SIN y del sistema aislado, y la disponibilidad de combustible de la región.

Un caso de estudio que tiene que ver con la conveniencia o no de pasar un siste-ma aislado al SIN se registra en la línea de interconexión eléctrica Caranavi - Trinidad, proyecto cuya implementación dejó dudas en el sector. Según la AE, los niveles de tensión de operación y la inversión fueron elevados, pero la interconexión es técnica-mente inviable porque se presentan pro-blemas de operación eléctrica en corriente alterna.

Por su parte, Sergio Castellón, gerente de Sistemas Aislados de la Empresa Nacio-nal de Electricidad (Ende), explicó que la empresa estatal únicamente tiene bajo su responsabilidad este tipo de generación en Cobija.

En este marco, Castellón dijo que el sis-tema aislado en Cobija se encuentra alejado del Sistema Eléctrico Nacional y que el costo de la interconexión es muy representativo, por lo que no se consideró realizar esa in-versión.

En el país existen 32 sistemás eléctricos aislados. La mayoría de ellos genera electricidad a diésel o gas natural. El costo de la generación a diésel es de 65 $us/MWh, la termoeléctrica suma 35.55 $us/MWh y la hidroeléctrica es de 42.83 $us/MWh, es decir, es más barata.

suminisTRo En BoliviA

pese a subvención de diÉsel, los sisTemas aisladosGeneran elecTricidad cara Y suminisTro deFicienTe

teXto: PAolA méndEZ l.

Finalmente, el ejecutivo de Ende pun-tualizó que la limitación para que un siste-ma aislado se interconecte al SIN está en-marcada en las condiciones geográficas del lugar donde se encuentre la población.

“Mientras más alejada de la línea de interconexión esté el proyecto mayor es la inversión. Por ello, se debe analizar otras for-mas de generación barata manteniendo el sistema aislado”, subrayó el ejecutivo.

A su vez Mario Carmelo Paz, gerente ge-

neral de la Cooperativa Rural de Electrifica-ción (CRE), sostuvo que todos los sistemas aislados por su escala son deficitarios y no podrían operar sin el aporte y subsidio del área integrada.

También indicó que en este tipo de sistemas se realizan grandes inversiones en construcción de líneas eléctricas en media tensión (MT) para llegar a comunidades ale-jadas alrededor del país con baja densidad de consumidores en comparación con el

área integrada. Sin embargo, Paz explicó que los sis-

temas aislados sirven para responder a las necesidades energéticas de diferentes pro-vincias del país.

En Bolivia, los sistemas aislados son sis-temas eléctricos que no están conectados al SIN. Proveen electricidad a comunidades aledañas y utilizan gas natural y diésel como combustible. Actualmente existen 32 siste-mas aislados en el país. ▲

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El úniCo sisTEmA quE ToDAvíA usA DiésEl Es vElAsCo, PoRquE En su momEnTo no oBTuvimos lA AuToRizACión DE lA AuToRiDAD ComPETEnTE PARA imPlEmEnTAR un GAsoDuCTo viRTuAl“ “Cooperativa Rural de Electrificación (CRE)

CRE atiende a 9 provincias del departamento a través de la red troncal, mas los sistemas aislados de generación

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: CRE

ELECTRICIDAD

La Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) decidió universa-lizar los beneficios de la regulación en todas las empresas que operan los denominados “Sistemas Aislados Menores” en Bolivia con el propósito de proteger los derechos que tienen los usuarios.

De acuerdo a la AE, para ejercitar un con-trol permanente sobre el servicio de electri-cidad esta entidad reguladora firmó con los operadores -empresas y/o cooperativas de distribución- contratos de adecuación a la Ley de Electricidad No1604.

A partir de este compromiso, la AE exige al agente eléctrico el cumplimiento de condi-ciones que tienen que ver con el registro de fallas que pueden tener a través del sistema “Centinela”, que vigila a distancia que el servi-cio llegue en condiciones óptimas.

“La CPE ha establecido como un derecho el acceso al servicio público de electricidad”, enfatiza la AE.

El propósito de la AE es regular, contro-lar y fiscalizar las actividades de la industria eléctrica con participación y control social, garantizando los intereses y derechos de los consumidores.

ae universaliZa beneFicios de la reGulación

cre cambió Generadores de diÉsel por mÁquinas a Gas

La Cooperativa de Electrificación Rural (CRE) califica como uno de sus mayores lo-gros el haber cambiado todos sus genera-dores a diésel por máquinas que consumen gas para aportar a la generación de elec-tricidad más barata, a través de sistemas aislados.

“El único sistema que todavía usa dié-sel es Velasco, porque en su momento no obtuvimos la autorización de la autoridad competente para implementar un ga-soducto virtual que permita abastecer a la planta”, señala un documento proporcio-nado a Reporte Energía por la cooperativa cruceña.

Respecto a los costos de generación eléctrica de turbinas que funcionan en base a diésel, CRE sostuvo que la energía produ-cida resulta más cara que la que proviene del gas o de una planta hidroeléctrica.

Por otro lado, a diciembre de 2010, en los seis sistemas aislados de CRE se aten-

dieron a 53.525 viviendas –socios/consumi-dores-, por lo que se estima cuentan con el servicio de energía eléctrica aproximada-mente 267.000 habitantes del área rural.

Actualmente CRE cuenta con seis siste-mas aislados que atienden a nueve provin-cias del departamento de Santa Cruz.

LAS MISIONES. Incluye las provincias Ñu-flo de Chávez y Guarayos.CORDILLERA Y EL SuB SIStEMA ChARA-GuA. Llega a la provincia Cordillera.vELASCO. Construido en Velasco.GERMáN BuSCh. Llega a la provincia Germán Busch.vALLES. Incluye las provincias Manuel María Caballero, Florida y Vallegrande. ChIquItOS. Llega a la provincia San José de Chiquitos.

sisTEmAs En sAnTA CRuz

La genera-ción de electri-cidad a través de sistemas aislados es más cara por el tipo de combustible que se utiliza.

Pese a que para la generación el diésel es doblemente subvenciona-do la energía sigue siendo cara y esa es una de las grandes deficiencias de tener generación en base a este com-bustible en el país.

Es de conocimiento público que el diésel para el mercado interno se vende a 3,72 bolivianos, pero para la generación eléctrica tiene un costo de 1,10 bolivianos.

Los problemas de generación se ven afectados por el total de la carga. Sin embargo, en el Sistema Interconectado Nacional por la cantidad de máquinas existentes una falla de generación no afecta al sistema eléctrico en general.Esa es una de las ventajas de estar co-nectado al SIN.

Por otro lado, está el tema de la lo-gística que se utiliza para llevar el com-bustible a Pando donde las condiciones de infraestructura son muy deficientes, por lo que no son las más aconsejables, e inclusive, hay poblaciones en las que resulta imposible llegar.

“Es imPosiBlE llEGAR A AlGunAs PoBlACionEs”

Rafael Alarcón, docente deingeniería Eléctrica de la umss

oPinión

En el país existen 32 sistemás eléctricos aislados. La mayoría de ellos genera electricidad a diésel o gas natural. El costo de la generación a diésel es de 65 $us/MWh, la termoeléctrica suma 35.55 $us/MWh y la hidroeléctrica es de 42.83 $us/MWh, es decir, es más barata.

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Mediante el premio Sinergia, YPFB Corporación reconoció el esfuerzo que realizan sus empresas subsidia-

rias en la cultura de la mejora continua en sus procesos y estándares de operación para ser replicados en otros ámbitos de la compañía.

La organización de Sinergia este año estuvo a cargo de YPFB Chaco, que armó la estructura del concurso y de establecer sus bases.

En el evento participaron 12 equipos en la categoría finalistas y 15 equipos en la cate-goría póster, que fueron seleccionados de un total de 96 trabajos inscritos por las compa-ñías: YPFB Chaco, YPFB Transporte, YPFB Re-finación, YPFB Aviación, GTB, YPFB Andina y YPFB Logística.

El Comité Evaluador de YPFB Corporación estuvo integrado por su equipo de gerencia y jurados externos, quienes seleccionaron de los 12 equipos finalistas en las categorías de póster, stand, presentación y proyecto del año.

El premio como mejor póster fue para el equipo “Kalidoscopio” de la subsidiaria YPFB Chaco. El proyecto viabilizó el proceso de consulta y participación en el municipio de Cabezas, trabajando de manera coordinada con YPFB Casa Matriz, Asamblea del Pueblo Guaraní y Ministerio de Hidrocarburos y Ener-gía.

La categoría mejor stand fue para YPFB Chaco, con el equipo “Walisuma, Dale luz verde a la vida”. El stand mostró a través de señales de tránsito y una maqueta la impor-tancia de la seguridad vial con el objetivo de crear conciencia para disminuir los acciden-tes viales.

La mejor presentación y proyecto del año recayó en el equipo “Ductitos en acción” de YPFB Logística. El proyecto Reducción de mermas elevadas por transporte de hidrocar-buros en el Poliducto Camiri – Sucre, mostró el resultado del trabajo en equipo siguiendo los procesos de gestión de calidad y mejora continua. La empresa logró bajar las mermas hidrocarburíferas de 12 a 3 millones de litros de un total de 750 millones de litros transpor-tados. ▲

PETRÓLEO& GAS

Participaron siete empresas subsidiarias de YPFB Corporación con sus mejores proyectos. YPFB Logística ganó la Copa Sinergia y YPFB Chaco los premios póster y mejor stand.

CoPA sinERGiA 2011

se premió a los proYecTos mÁs sobresalienTes de YpFb

teXto: liZZETT VArGAS o.

El evento Sinergia de YPFB Corporación se realizó el pasado 12 de abril en Santa Cruz de la Sierra. Participaron siete subsidiarias de la compañía.

FoTos1. Mejor stand: “Walisuma” de YPFB Chaco. Eidy Catalá, Verónica Paz y Lucía Coca.2. Mejor presentación y proyecto del año: “Ductitos en acción” de YPFB Logística, Alfredo Gallardo, Franco Ramos, Wilbert Pérez, y Willy Poeta.3. Mejor póster: “Kalidoscopio” de YPFB Chaco. Fue destacada la participación de la APG, a través de Nelson Bartolo, en el equipo.

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PETRÓLEO& GAS

OPtIMIZACIÓN DE RESERvAS A tRAvÉS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SRS-8 EN EL áREA DE SANtA ROSA DE YPFB ChACO S.A. Debido a la declinación de la producción de hidrocarburos en los pozos existentes en el área Santa Rosa y los compromisos vigentes de entrega de gas al mercado argentino, el equipo de Santa Rosa E&D tomó el desafió de perfo-rar y completar un pozo en el campo Santa Rosa, el cual incrementó las reservas e incorporó las reservas clasificadas como P2 a reservas probadas P1. Las mejoras introducidas en el pozo SRS-8 consisten en la implementación de baleos con técnica tipo Shoot and Pull.

INCREMENtO DE CAPACIDAD DE tRANSPORtE MEDIANtE APLICACIÓN DE MEJORADOR DE FLuJO DE YPFB tRANSPORtE S.A. El proyecto aplicó sistemas de inyección dosificada de agentes reductores de fricción (polímeros) al interior de los oleoductos de los campos de producción de hidrocarburos líquidos en la región sur, con la finalidad de hacer circular un mayor caudal con la misma energía de bombeo. De manera innovadora se desarrolló un equipo portátil “mecánica nacional”, diseñado y fabricado íntegramente por un equipo multidisciplinario de la empresa.

MAxIMIZANDO LA CADENA DE vALOR DEL GLP DE YPFB tRANSPORtE S.A. La compañía conjuntamente con YPFB y sus subsidiarias analizaron alternativas para minimizar o contra-rrestar el déficit en la oferta de GLP. Se identificó la necesidad de utilizar temporalmente el tramo Carrasco – Víbora del Oleoducto Norte Santa Cruz 1 (ONSZ-1) para transportar aproxi-madamente 9 MMpcd (Millones de pies cúbicos por día) de gas natural desde el campo Víbora hasta la planta Kanata de YPFB Chaco. El procesamiento adicional de 9 MMpcd per-mitió alcanzar una producción incremental de GLP cercana a las 22 t por día.

PROtECCIÓN AL GASODuCtO DE GAS tRANSBOLIvIANO S.A. Antes de encarar el proyec-to de protección al gasoducto en el cruce del Río Grande, y como medida de emergencia y de contingencia se construyeron soportes tipo H y estructuras metálicas para sujetar al gasoducto con el propósito de atenuar la energía del cauce y evitar la erosión en la rivera Oeste. El 2007 fue implementado el proyecto después de los cálculos de resistencia de los pilotes y actualmente el ducto está protegido contra cualquier impacto que el río pueda tener sobre la tubería expuesta.

PROYECtO PAM S.C. DE YPFB REFINACIÓN S.A. Es un plan de Seguridad y Responsabilidad Social con conceptos globales de gestión de riesgos para resguardar a más de 219 familias que viven alrededor de las instalaciones de la refinería Guillermo Elder Bell, con el objetivo de prevenir accidentes de gran magnitud.En este análisis se reveló un problema y al mismo tiempo una gran oportunidad de mejora, para lo cual sugieren interactuar con todas las empresas de la zona, además de las institucio-nes privadas y públicas llamadas a brindar la primera respuesta a estos eventos.

DESARROLLO WEB DEL CONtROL INtEGRAL DE StOCK (CIS) DE YPFB AvIACIÓN S.A. El sistema Control Integral de Stock (CIS), está adecuado a las necesidades de información de la empresa. La empresa COGNOS fue la encargada de su programación y desarrollo.El sistema Control Integral de Stock (CIS) ahora permite controlar las operaciones de almace-naje en todos los aeropuertos del país en línea y tienen incorporadas mejoras sustanciales que han mejorado la experiencia de los usuarios ya que entre otras cosas, el sistema está en español.

El sisTEmA ConTRol inTEGRAl DE sToCk PERmiTE ConTRolAR oPERACionEs DE AlmACEnAJE En ToDos los AERoPuERTos DEl PAís En línEA y TiEnEn inCoRPoRADAs mEJoRAs susTAnCiAlEs“ “YPFB Aviación

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de producción a $us 17 por bbl El proyecto piloto Gas Lift implementado

en el campo Los Penocos (LPS-X4) por YPFB Andina, logró reducir el costo de producción de barril de petróleo de 27 a 17 dólares, con una inversión de 166 mil dólares.

El sistema se aplicó en el pozo LPS-X4, ubicado en la provincia Sara de Santa Cruz, por la declinación de 160 barriles de petróleo por día (Bbld) a un promedio de 30 Bbld. Esta diferencia representaba un 62% de la pro-ducción de este campo. Otro de los resulta-dos del proyecto es que se logró incrementar la producción de 30 a 230 Bbld de petróleo.

Rodolfo Peralta, supervisor de Produc-ción del pozo LPS-X4, resaltó que este sis-tema logró que se produzca de manera efi-ciente abaratando costos y sin la necesidad de equipos de intervención.

El proyecto piloto consiste en la imple-mentación de un sistema de Pack off para pozos petroleros que no tienen terminación para Gas Lift. Su aplicación permite un le-vantamiento artificial de la columna de pe-tróleo.

En el pozo LPS-X4, se realizó la instalación de un Pack off con válvula Gas Lift de 5/8 pul-

gadas con CK de 10 /64 puIgadas sobre el tubing puncher realizado.

Para el trabajo del fluido motriz, del sis-tema de Gas Lift, se construyó 1.200 metros de gasoducto de SCH 80 pulgadas. La mis-ma cuenta con los elementos de seguridad y medidores de flujo electrónico para la cuan-tificación de los volúmenes de consumo.

En cuanto a la obtención del gas como Gas Lift, se realizó una ‘sinergia’ entre YPFB Corporación, YPFB Chaco y YPFB Andina para destinar diariamente 160 mil pies cúbicos día (Mpcd) de gas para el pozo LPS-X4.

IMPLEMENtACIÓN DE uN SIStEMA DE GEStIÓN DE MEDICIÓN DE GtB S.A. El proyecto permite asegurar que los equipos y procesos de medición se encuentren dentro de un es-tándar de clase mundial. Este proceso duró cinco años, para el análisis de la norma ISO-10012 mediante cursos y capacitaciones, al cabo de ese tiempo y luego de numerosos métodos de evaluación de todos los cambios generados, se logró obtener la certificación de las es-taciones de medición y transferencia de custodia de Río Grande, Chiquitos y Mutún en la norma ISO-10012. Este logro fue reconocido por sus clientes y luego por organismos inter-nacionales como Inmetro (Brasil), CT-GAS (Brasil), Agencia Nacional de Petróleo y Gas (Brasil) e Ibmetro (Bolivia).

CAMPAÑAS DE YPFB AvIACIÓN S.A. El proyecto se alineó con la seguridad y el cumplimien-to, dos valores fundamentales de YPFB Aviación. Cada eslabón de la organización desarrolló su trabajo en el marco de sus responsabilidades, competencias y plazos con éxito. Su objeti-vo fue demostrar que con estas herramientas se puede afianzar conocimientos, conductas, valores y como colateral, coadyuvar al mantenimiento y mejora de la cultura organizacional. El proyecto involucró a todos los empleados que, dependiendo de la campaña, distribuían responsabilidades y liderazgos entre los equipos responsables, las doce aeroplantas, y el equipo de oficina administrativa bajo la supervisión directa de la Jefatura de Operaciones.

CONFIABILIDAD EN LA INFORMACIÓN DE YPFB REFINACIÓN S.A. El equipo de trabajo se formó a partir de la decisión del directorio de acreditar el laboratorio, para ello se organizó un grupo conformado por un comité de implementación que elaboró las directrices, un grupo auditor y un evaluador líder de la ISO/IEC 17025. El resultado final fue la obtención de la acreditación del Laboratorio de Hidrocarburos en 8 ensayos el año 2006, dando la confia-bilidad requerida al laboratorio. El 2010 el equipo logró la re-acreditación en los 8 ensayos y amplió el alcance para el laboratorio de hidrocarburos con dos ensayos nuevos.

El equipo “Los optimizadores” de YPFB Andina.

Con los resultados de este proyecto se abre la posibilidad de implementar la misma en los demás pozos del campo Los Penocos.

El Comité evaluador compuesto por el equipo de gerentes de YPFB Corporación y el presidente de la CBHE, junto al Comité organizador de Sinergia 2011, en la clausura del evento en el Centro de Convenciones de Los Tajibos.

Las subsidiarias YPFB Logística, Andina y Aviación recibieron su certificado de finalistas del premio Sinergia. Fo

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YPFB Logística llegó a pagar 16 millones de bolivianos, el 2001, solamente por pérdida de producto.

PRoyECTo GAnADoR DE lA CoPA sinERGiA

poliducTo camiri-sucre redujo el 75% de mermas

YPFB Logística redujo el 75% de mer-mas por transporte de hidrocarburos en el Poliducto Camiri - Sucre, de 12 a

3 millones de litros el 2010, correspondiente a un volumen transportado de 750 millones de litros.

Willy Poeta, jefe de Ductos del poliducto Camiri - Sucre, explicó que los óptimos resul-tados responden a un proceso de gestión de calidad y mejora continua ejecutados en los últimos cinco años.

Según datos de YPFB Logística entre el 2001 al 2005 se perdieron 12 millones de li-tros, volumen que representa un exceso de 8 millones de litros comparado con los pará-metros admisibles en un volumen trasporta-do de 750 millones de litros.

En términos económicos, la empresa pagó en ese tiempo 16 millones de bolivia-nos solamente por pérdida de producto, y otro monto por daño ambiental, resarción de daños e indemnización a terceros, items que triplicaron esta cifra.

Entre los riesgos críticos que enfrentó YPFB Logística, fue el reventón de ductos, considerado lo “peor” que puede suceder

resaltó Poeta. “La situación provocó que se pierdan millones de litros, que fueron recu-perados. Este proceso incluyó un tratamiento de la tierra contaminada llevándola a espa-cios confinados, lo que significó un alto costo económico”, acotó.

Las principales mermas hidrocarburíferas en el poliducto operado por YPFB Logística se registraron por deficiente gestión, puesto que no tenían un sistema de control eficiente e inicialmente solo ejecutaban trabajos co-rrectivos, de acuerdo al análisis del proyecto de la compañía.

El 2005 se identificaron los riesgos críticos

en su etapa inicial y fueron corregidos “antes que suceda un reventón”, lo que permitió un resultado por debajo de los 4 millones de li-tros en mermas admisibles. “Actualmente las mermas bajaron de 12 a 3 millones de litros y están totalmente controladas. Ahora es un ducto eficiente a pesar de sus 60 años de ser-vicio”, remarcó Poeta.

YPFB Logística, tiene como principal actividad el transporte de hidrocarburos líquidos en el país y tiene la misión de res-guardar el volumen y calidad de los hidro-carburos entregados por los clientes en cali-dad de custodia. ▲

teXto: liZZETT VArGAS o.

El equipo “Ductitos en acción” de YPFB Logística en la presentación de su proyecto ganador del máximo galardón.

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DEnTRo lA JERGA PETRolERA no son PoCAs lAs vECEs quE sE mEnCionA lA siGuiEnTE FRAsE: lA CAnTiDAD ToTAl DE REsERvAs DE un CAmPo sólo sE sABE CuAnDo ésTE sE AGoTA“ “Mauricio Medinaceli - Ex Coord. de Hidrocarburos de Olade

PETRÓLEO & GAS

Expertos coinciden en señalar que las reservas probadas del país de 9,94 TCF no alcanzan para cumplir compromisos internos y externos hasta 2026. Sugieren ‘incentivos’ para tareas de exploración.

inversión privada Y nuevos mercados para subir reservas

teXto: REDACCIóN CENTRAL

No solamente cambió la metodología para el cálculo de reservas, al parecer cam-bió también la forma en la que, desde aho-ra, el Estado boliviano presenta su poten-cial gasífero al mundo. Hay que destacar que las reservas probadas, es decir los 9,94 TCF, no son suficientes para cumplir con los mercados de Brasil, Argentina y el mercado interno (industrialización y Mutún).

Para Brasil se deben reservar 5,9 TCF hasta 2019, para Argentina 4,1 TCF hasta 2026. Para el mercado interno, es decir GNV, gas domiciliario, plantas de extracción de licuables, proyectos de industrialización y Mutún se deben reservar 4,7 TCF hasta 2026. Se puede concluir que la demanda, es decir la sumatoria de todos los compro-misos asumidos, llega a 14,7 TCF, por lo que existiría un déficit de 4,76 TCF con relación a los 9,94 TCF de reservas probadas.

Para “salvar” ese inconveniente, Bolivia

utiliza las de-finiciones de la SEC (Securi-ties Exchange C o m i s s i o n ) pasando de 9,94 TCF a 12,5 TCF (sumando 100%P1+50%P2+10%P3) y a eso además le está sumando 3,08 TCF provenientes de recursos “contingentes”, volúmenes “no certificados” y prospectos exploratorios en ejecución alcanzando 15.5 TCF. De esa inusual manera, Bolivia pretende justificar que las reservas de gas son holgadamente suficientes para cumplir con toda la de-manda interna y externa hasta el 2026.

Al respecto cabe hacer notar que cual-quier volumen por encima de los 9,94 TCF requiere inversiones, tiempo y un marco legal e impositivo adecuado para conver-tirse en un volumen probado de gas que se pueda comprometer comercialmente.

Las reservas probadas de Bolivia, que son las que cuentan, según la certificación que se ha dado a conocer son de 10 TCF. Esas reservas no alcanzan para correspon-der los compromisos de exportación a Ar-gentina y Brasil, además del desarrollo del mercado interno. Las reservas probables y posibles tienen potencialidad de ser desa-rrolladas pero requieren más inversión. Acá está la clave: lo que revela el informe es que en Bolivia se han estado consumiendo re-servas probadas sin reponerlas adecuada-mente porque faltaron más inversiones.

Yo siempre he creído con fundamen-tos técnicos en la potencialidad de las reservas de gas de Bolivia. Pero el puente entre los recursos potenciales y las reservas probadas está dado por el conocimiento, la tecnología y las inversiones. Cuando se cambian las reglas de juego y se alteran las normas de apropiación y distribución de la

renta las em-presas priva-das tienden a sobreexplotar lo que está en producción y a hacer mínima inversión en reposición de reservas, incluida la inversión de más riesgo que es la exploratoria.

Bolivia tiene necesidad de más inver-siones en la industria del gas. Si la inversión pública está restringida, hay que acudir a la privada que demanda horizontes de certi-dumbre de largo plazo y mide las oportuni-dades y el atractivo que ofrece la geología boliviana en función de otras oportuni-dades que ofrece la región y el mundo. Si la renta que ofrece el negocio en Bolivia es atractiva en función de los riesgos que asume la empresa, habrá más inversiones privadas. Si no, toda la inversión dependerá de la empresa nacional de petróleo.

Dentro la jerga petrolera no son pocas las veces que se menciona lo siguiente: “la cantidad total de reservas de un campo sólo se sabe cuando éste se agota”, ello insinúa que la información sobre esta va-riable contiene un componente aleatorio no menor. De hecho, durante gran parte de negociación del contrato de exporta-ción al Brasil se la hizo considerando que Bolivia sólo tenía 5 TCF de reservas y nece-sitaba 8. Pese a ello, se tenía la certeza que una vez abierto el mercado, las inversio-nes se incrementarían y, con ello, la canti-dad de reservas. Sin embargo, afirmar que con reservas P1+P2 es posible abastecer los compromisos de producción, no con-sidera que la recuperación de las reservas clasificadas como P2 es menor a las de P1.

La inversión en exploración es una parte del total que debe realizarse, por ello, no sólo es necesario encontrar los ya-

cimientos, sino también, abrir nuevos mer-cados y usos para el gas na-tural que reporten una ganancia relativa razonable para el inversionista.

La presencia de precios subsidiados del gas natural para el mercado interno, unida a un sistema impositivo, que está entre los más altos de la región, hacen que la posibilidad de industrializar el gas natural sea cada vez menos rentable y, por ello, poco atractiva a la inversión, inclusive pública.

La oportunidad de obtener finan-ciamiento para el desarrollo de reservas (descubiertas o no en el país) se vio des-mejorada, sin embargo, más importante todavía son los mercados atractivos de este producto que podrían perderse.

Las reservas probadas de 9.94 TCF, nos garantizan una explotación sostenida de hidrocarburos, durante 10 años. Las reser-vas probables y posibles, para ser transfor-madas en probadas, necesitan perforación y llevan su tiempo para ser puestas en el mercado. Hay pozos que fueron perfora-dos, cuyas reservas todavía no se certifica-ron y pronto podrán ser comercializadas, siempre y cuando se realicen inversiones necesarias.

En estos 10 años de consumir las re-servas probadas, con seguridad que se realizará la perforación de varios pozos de desarrollo, en los megacampos descubier-tos: San Alberto-Itau, Margarita, Sábalo, Huacaya e Incahuasi, que incrementarán considerablemente las reservas probadas de gas y petróleo.

La sumatoria de la demanda, realizada por YPFB de 14,8 TCF, no es real, es 14,3, por

lo que habría un margen de 0,5 TCF como respaldo para cualquier even-tualidad.

Sin embargo, con estas reservas, no se podría concretar la venta de gas a la Argen-tina, de 27,7 MMMCD (7 TCF en 20 años), si en todo este tiempo, no se desarrolla una política intensiva de perforación de pozos de desarrollo en las mega estructuras de Margarita y Huacaya.

Por el momento, no me preocupa mu-cho la industrialización. Lo que deberíamos hacer, es extraer el GLP, las gasolinas y dié-sel de la corriente del gas que exportamos y vender un gas con un poder calórico bajo (1000 BTU) y utilizar parte de nuestro gas, en la generación eléctrica y si es posible, instalar una planta de amoniaco y úrea.

“CAmBió lA FoRmA DE mosTRAR PoTEnCiAl DEl GAs”

“no sE REPuso REsERvAs ADECuADAmEnTE”

“inDusTRiAlizAR El GAs nATuRAl Es mEnos REnTABlE”

“no sE PoDRíA EnviAR los 27,7 mmmCD A ARGEnTinA”

Bernardo Prado / Editor de hidrocaburosBolivia.com Daniel montamat / Ex secretario de Energía de Argentina

mauricio medinaceli / Ex coord. de hidrocarburos de olade Daniel Centeno / Presidente del Colegio de Géologos de Tarija

Las interpretaciones del informe de reser-vas hidrocarburíferas del país por parte de analistas y autoridades del sector, se

enmarcan en posiciones pesimistas, mode-radas y optimistas, pero en los tres casos se coincide en que es necesario invertir a gran

escala en los próximos años en exploración para confirmar las reservas probables (P2) y posibles (P3) y descubrir nuevas reservas.

En este tema, el Gobierno Nacional rati-ficó que se cuenta con 15,5 TCF’s de reservas de gas que alcanzarán para cumplir con el mercado interno y externo. De momento, la tarea de exploración será llevada en solitario por la Corporación YPFB, incluyendo sus sub-sidiarias, según los Planes de Trabajo y Presu-

puesto (PTP’s) 2011. Al respecto, la pregunta que se hacen los analistas es si alcanzarán los recursos económicos y la sola iniciativa esta-tal para lograr este objetivo.

Con los 9,94 TCF’s de reservas probadas certificadas por Ryder Scott hasta 2009, la mayoría de los expertos garantizan provisión de gas para el mercado interno y externo, solo hasta el año 2021.

Una lectura diferente del tema tiene la

Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), puesto que a su criterio: “las reservas probadas nos permiten atender nuestros contratos actuales”. Añade que el verdadero desafío consiste en evaluar las condiciones para atraer nuevas inversiones, más allá de las que permite hoy el contrato con Brasil (2019) y el desarrollo del mercado argentino (2026).

Por su parte algunos analistas manifies-tan su preocupación que YPFB concentre la

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PARA ATEnDER los mERCADos EXTERnos E inTERnos hAsTA Al 2026, yACimiEnTos PETRolíFERos FisCAlEs BoliviAnos DEBERíA TEnER un mínimo DE 12 TCF DE REsERvAs PRoBADAs y CERTiFiCADAs“ “Carlos Miranda - Ex superintendente de Hidrocarburos

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El presidente de YPFB, Carlos Villegas, asegura que existe suficiente gas para cumplir con compromisos internos y externos

Para que el manejo de las reservas, a futuro, constituya una fortaleza dirigida al mercado interno, debemos partir de la premisa que manejar la reserva no es buscar el número que nos coloca en tal o cual posición del ranking. La reserva es una magnitud que representa a una cantidad de energía cuya estimación es vital al mo-mento de planificar el futuro, condiciona el sentido de la política energética, por tanto, su manejo tiene que ver con normativa, in-versiones, exploración, prospección, etc.

En tal sentido, tal vez debemos re-flexionar acerca de las definiciones cen-trales de la política de desarrollo: Si vamos a seguir asignando al sector el papel de generar excedentes para su utilización en otros sectores de la economía, estaremos confirmando nuestra vocación extractiva cuya finalidad es la generación de rentas y, para ello, la magnitud de las reservas

adquiere vital relevancia para destinarlas a la exportación.

Si, como hemos dicho, la reserva de gas tiene que ver, mayoritariamente, con la exportación y utilización de excedentes para la gestión pública, no debemos olvidar que la reserva de líquidos es un problema que le afectará al mercado interno. Y en este caso, el ma-nejo de la reserva durante los últimos años es aún más preocupante. ¿Es un apropiado manejo de la reserva aceptar que las subsi-diarias de YPFB tengan la mayor cantidad de pozos petrolíferos fuera de operacio-nes? ¿Ha sido un apropiado manejo de la reserva la reducción paulatina de activida-des de exploración en los campos petrolí-feros? ¿Cuántos proyectos de exploración ejecutaron las subsidiarias de YPFB?.

En el desarrollo de proyectos de gas natural, un escenario optimista que los bancos de inversión suelen considerar como razonable, es contabilizar el 100% de las reservas probadas (9,94 TCF), el 50% de las reservas probables (13,65 TCF) y el 10% de las reservas posibles (6,30 TCF). En un escenario conservador suelen contabili-zar el 100% de las reservas probadas y el 30% de las reservas probables.

Bajo el primer escenario es posible al-canzar para cubrir el mercado interno y el mercado de contratos suscritos con Brasil y la Argentina, siempre y cuando se realice inversiones importantes en explotación, y siempre y cuando Brasil compre los 30 MMCD y Argentina proceda a construir el Gasoducto Noreste Argentino (GNEA) y posteriormente compre los volúmenes comprometidos estipulados en la adenda del contrato de compraventa entre Bolivia

y Argentina (27,7 MMCD). Empero nueva-mente lo más importante es el cumplimiento de los contratos suscritos y el desarrollo de nuevos mercados, pues en definitiva estos son los que pagan las inversiones. El contrato de compra de gas entre Bolivia y Brasil por ejemplo, se cerró cuando Bolivia tenía una reserva de gas natural cercana a 4TCF y el contrato exigía aproximadamente de 7,7 TCF sin tomar en cuenta el mercado interno. Empero el con-tar con un mercado confiable como es el brasileño posibilitó la inversión en materia de exploración y explotación.

Bolivia es un país con importante po-tencial en gas natural, empero las inversio-nes en exploración precisan como contra-parte el desarrollo de nuevos mercados.

Por definición, las únicas reservas sus-ceptibles de ser proyectadas en el merca-do son las reservas probadas P1. El juego de cifras que hace YPFB con las reservas P2 y P3 no pasa de ser un ejercicio académi-co. Un análisis serio de las cifras emitidas al 31/12/ 2009, muestra que las reservas al-canzan para abastecer los mercados com-prometidos escasamente en un horizonte de 10 años.

Los planes económicos del Gobierno al año 2026, se asientan en reservas proba-das de 26,7 TCF’s, no en 9,94 ni en la suma de todas las categorías de reservas. Ese ha sido un error que no puede ser disimulado con juegos numéricos. Queda como tarea a ejecutar inversiones, no solo por parte del Estado sino especialmente por parte de las petroleras privadas. Si las autorida-des fueran conscientes de la magnitud de las inversiones y de los riesgos, procurarían

que sean las privadas las que los asu-man buscan-do un balance equilibrado en la relación contractual, sin embargo la lectura del plan de inversiones exploratorio para el 2011, muestra que el Estado realizará el grueso de las inversio-nes ante la reticencia de los privados. Las autoridades deberían buscar la manera de invertir la ecuación.

Desde el año 2007 se han sembrado varios obstáculos a la inversión extranjera especialmente en exploración. El resultado más visible de aquello es la ausencia de nuevas empresas interesadas en efectuar inversiones exploratorias. Incluso PDVSA, a través de Petroandina ha sido reticente a desarrollar sus propios planes de inversión en el norte paceño.

El informe de YPFB sobre las reservas certificadas por Ryder Scott, es un docu-mento bien elaborado para tratar de disi-mular la gran pérdida de reservas a menos de 10 TCF. Para efectos de declarar reservas del país, se suman reservas probadas (P1) probables (P2) y posibles (P3), llegando a 19.9 TCF. El sumar las tres categorías y pre-sentarlas como reservas probadas, es algo técnica y económicamente inaceptable.

Por otro lado, el informe anuncia una demanda al 2014 de 16 TCF. Para cubrir esta demanda anticipa el utilizar el total de las P1, 50% de las P2 y 10% de las P3. Adicio-nalmente, le suma reservas no certificadas de campos pequeños, denominándolas reservas contingentes y finalmente adicio-na el resultado de un pozo de exploración en perforación. Otra práctica totalmente inaceptable y muy fuera de lo común.

Para atender los mercados externos e

internos hasta al 2026, YPFB debería tener un mínimo de 12 TCF de re-servas probadas y certificadas. El anuncio que las inversiones que hará YPFB estarán dedicadas para que las P2 y P3 se puedan transformar en P1, es interesante pero al mismo tiempo preocupante, porque para subir las reservas además de la mejora por incorporación de las P2 y P3, lo que se ne-cesita son nuevas reservas.

El informe de reservas no provocó en el Gobierno ninguna reacción en sentido de facilitar la inversión extranjera para lograr mayores reservas, puesto que no hay indi-cación sobre cambios en el sistema legal ni situación social del país. Al parecer el Go-bierno piensa que con inversiones de YPFB se contará con las reservas necesarias.

“REFlEXionAR ACERCA DE lAs PolíTiCAs DE DEsARRollo”

“invERsionEs REquiEREn nuEvos mERCADos”

“PRivADAs DEBERíAn AsumiR RiEsGos En EXPloRACión”

“El inFoRmE no PRovoCó REACCión En El GoBiERno”

Juan Carlos Guzmán / investigador del CEDlA hugo Edgar de la Fuente / Ex superintendente de hidrocarburos

hugo del Granado / Analista energético Carlos miranda / Ex superintendente de hidrocarburos

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inversión a ejecutar en la confirmación de re-servas probables y posibles y no en proyectos para explorar nuevas estructuras o campos.

Desde Argentina un analista y una ex autoridad energética advierten que la única forma en la que el sector privado se intere-sará en invertir en el país es a través de con-cretar nuevos mercados para el gas y revisar el marco legal e impositivo para incentivar la exploración.

Respecto al futuro de la industrialización del gas natural, el secretario de Energía e Hi-drocarburos del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz, Carlos Hugo Sosa, sostuvo que primero se deberá garantizar los mercados para los productos resultantes de estas industrias, indistintamente de la canti-dad de reservas probadas. De todos modos, el criterio general en el sector es que este tema pasa a segundo plano. ▲

Expertos coinciden en señalar que las reservas probadas del país de 9,94 TCF no alcanzan para cumplir compromisos internos y externos hasta 2026. Sugieren ‘incentivos’ para tareas de exploración.

inversión privada Y nuevos mercados para subir reservas

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DEBE DEFiniRsE qué DEsEAn, qué PRoPonEn y A qué AsPiRAn lAs EmPREsAs quE oPERAn EnBoliviA PARA iniCiAR PERFoRACión EXPloRAToRiA inmEDiATA quE AsEGuRE nuEvAs REsERvAs“ “Ricardo Michel Pacheo - ex presidente de YPFB Chaco 2009

PETRÓLEO & GAS

De acuerdo a las notas de prensa, las reservas probadas de gas certificadas por la empresa Ryder-Scott, ascien-

den a 9,94 Tcf y son incrementadas por YPFB hasta 15.5 Tcf, por inclusión de las reservas probables, posibles, contingentes, campos sin certificar y prospectos exploratorios.

Las reservas calculadas por YPFB a fe-brero del 2007 y publicadas por semanarios especializados en hidrocarburos, indicaban que las reservas remanentes probadas eran del orden de 19,37 Tcf. Estas reservas calcu-ladas por empresas especializadas, y corre-gidas por YPFB, se hicieron con base en las normas establecidas por la Security Exchan-ge Commision (SEC) para aquel entonces, normativa que no tomaba en cuenta facto-res más serios y contundentes para certificar reservas y que recién fueron incluidos por la SEC a mediados de 2009.

Estos mismos estudios concedían a los principales megacampos productores, las si-guientes cifras certificadas: San Alberto (3,45 TCF); Sábalo (3,75 TCF); Itaú (2,05 TCF); Inca-huasi (0,90 TCF); Margarita (5,85 TCF) hacien-do un total de 16,00 TCF.

Estas cifras de reservas remanentes pro-badas, se certificaron revisando los cálculos realizados por cada una de las empresas ope-radoras que tienen contratos de operación y de servicio en Bolivia. Estas cifras, posible-mente, fueron recalculadas por las empresas contratistas y certificadas por Ryder-Scott tomando en cuenta las nuevas normas que puso en vigor la Security Exchange Comis-sion (SEC) a partir del 2009-2010, cuyas prin-cipales definiciones se establecen en: Los campos a ser certificados deben estar pro-duciendo al menos por un año continuo y para certificar estas reservas como probadas deben tener comprador asegurado (contra-tos de compra-venta firmados).

Claramente se interpreta que la SEC, bus-ca asegurar que el comprador haya realizado sus propios cálculos para firmar un contrato.

Esta interrogante debe ser esclarecida por Ryder-Scott y YPFB.

Concluimos aseverando que las reser-vas certificadas y publicadas por YPFB es-tán seriamente restringidas por los factores anotados y que las reservas reales de estos campos son mayores a las certificadas por Ryder-Scott, adicionando el aspecto que to-dos estos megacampos no están totalmente desarrollados y solamente cuando su desa-rrollo finalice se podrán conocer las magni-tudes reales de sus reservas para cada caso.

Respecto al anuncio de intensificar la ex-ploración con una suma importante para el 2011: es una posición loable, necesaria y “ur-gente” que se perforen pozos netamente ex-ploratorios, pero lo que no ha sido precisado es cuántos pozos de exploración en nuevas estructuras se realizarán el 2011.

La mayor parte de las inversiones que se presentaron serán: (a) para el desarrollo de los campos productores y de los campos en etapa de desarrollo como Sabalo, Margarita, Itau, Río Grande, El Dorado; (b) para pozos exploratorios de avanzada en los campos Aquio, Incahuasi, Carrasco Este, etc.; y (c) para la construcción de plantas de tratamiento de gas, ductos de gas y líquidos y obras civiles.

Estas actividades no son inversiones en exploración. Estas inversiones permitirán obtener datos adicionales para cuantificar la reserva probada de cada campo y reclasi-ficar reservas actualmente probables como probadas, sin implicar el descubrimiento de nuevos campos que es la finalidad de la ex-ploración.

Referente a la industrialización, lamen-tablemente tendrá que ser postergada por efecto de la incertidumbre del futuro de las reservas de gas. La empresa creada para la industrializacion (EBIH), tendrá el tiempo suficiente para encarar estudios y proyectos serios, rentables y con un amplio espectro de continuidad, para ejecutarlos cuando contemos con reservas probadas suficientes para encarar varios proyectos de industriali-zar nuestro gas. Esta actividad depende ab-solutamente de la puesta en marcha de un agresivo plan de exploración a cargo de la empresa estatal del petróleo YPFB.

Las perspectivas de atraer inversiones se encuentran en las mismas condiciones: ni empeoraron ni mejoraron. Las condicio-nes actuales del 50% de participación para ambas partes es una distribución equitativa. Nuestro país no es un emporio petrolero, te-nemos la suerte de contar con territorio con posibilidades de encontrar hidrocarburos en la magnitud para apoyar nuestro desa-

rrollo energético. La historia confirma esta aseveración, puesto que desde 1950 hasta la fecha hemos podido autoabastecernos de hidrocarburos con un esfuerzo propio y con grandes dificultades a lo largo de la existen-cia de YPFB. La misma historia nos dice que no fuimos ni seremos grandes exportadores de hidrocarburos.

El esfuerzo de la empresa estatal del petróleo YPFB hizo que descubramos me-gacampos de gas, iniciando con del descu-brimiento de “San Alberto” en 0ctubre de 1990, después de 40 (cuarenta) años de ex-ploración sostenida y que ahora sirven para la exportación de excedentes debido a las condiciones del mercado internacional. Esto explica, por qué no debemos ignorar nues-tras reservas de gas, cuyos volúmenes son moderados respecto a los países netamente petroleros.

La atracción de inversiones está en fun-ción del mercado, y esto lo afirma un Editorial de una revista especializada: “hay reservas en la medida que se invierte y se invierte si hay mercado rentable para los inversionistas. A donde irán a parar estas reservas?, es algo que no se ha hecho cuestión de Estado”. Si analizamos la anterior sentencia, está claro que las empresas que operan en Bolivia no invertirán si no existen otros mercados más allá de Brasil y Argentina, Bolivia no les sirve como mercado y es lo que ocurre actual-mente.

Para ejemplo citemos el caso de Mar-garita que estuvo sin desarrollarse desde su descubrimiento pues el primer contrato con la Argentina que se firmó hace 6 años se sus-cribió bajo condiciones que no eran consis-tentes. Recién en el año 2010 se suscriben las condiciones adicionales para hacer factible y viable el mercado de la Argentina para quie-nes operan el campo Margarita y la respuesta es inmediata, la empresa Repsol y asociados recomienzan sus actividades en el mega-campo. Esta acción es normal en la lógica de la empresa privada, invierte para tener utilidades no le interesa ni tiene por qué in-teresarle la pobreza de un país como Bolivia, hay mercado asegurado e invierte, no existe

mercado cierra sus operaciones y se va. Concluyendo, la certificación de las re-

servas de gas actuales no atraerá a otros in-versionistas distintos a los que actualmente operan en Bolivia. La cuestión es clara, desde el año 2006 hasta la fecha han suscrito con-tratos y convenios de estudio más de 8 em-presas petroleras internacionales, ¿Cuántas de ellas han perforado un pozo exploratorio? Y la respuesta es contundente, YPFB y PDVSA firmaron un contrato de asociación creando la empresa Petroandina S.A el año 2007 para comenzar a perforar el primer pozo explora-torio en la estructura de “Liquimuni”, estruc-tura que ya fue perforada por YPFB hace 20 años atrás y que cuenta con varios estudios y con columna estratigráfica conocida. Y re-cientemente se anuncia que la perforación del primer pozo exploratorio de la sociedad se realizará el año 2011!, Petroandina (em-presa venezolana y boliviana) tardará 6 años para iniciar su primer pozo exploratorio de avanzada!

La situación que debe definirse es qué desean, qué proponen y a qué aspiran las ac-tuales empresas que operan en Bolivia para iniciar una etapa de perforación exploratoria inmediata y que asegure nuevas reservas para el futuro.

Nuestro país y su gobierno está en la encrucijada de definir el presente inmediato de sus reservas hidrocarburiferas. Y para ello debe prepararse para asumir una exploración agresiva con sus propias fuerzas, incentivan-do e Impulsando los trabajos exploratorios con su gerencia de exploración y explotación que nunca se irá de Bolivia nuestro país. ▲

* Ex presidente de YPFB Chaco en la ges-tión 2009.

Según el autor los cambios dispuestos por la SEC en el periodo 2009-2010 obligó a las contratistas y a Ryder Scott a revisar el cálculo de reservas. Se basan en que los campos deben estar produciendo al menos por un año y deben tener comprador seguro.

EX PREsiDEnTE DE yPFB ChACo PREGunTA ACERCA DEl TiPo DE EXPloRACión quE sE EJECuTARá En El PAís

¿cÚanTos poZos de eXploración en nuevas esTrucTuras se perForarÁn?

teXto: RICARDO MICHEL PACHECO*

Ricardo Michel Pacheco

“ “REFERENTE A LA INDUS-TRIALIZACIÓN, LAMENTA-BLEMENTE TENDRá qUE SER POSTERGADA POR EFECTO DE LA INCERTIDUMBRE DEL FUTURO DE LAS RESERvAS DE GAS. EBIH TENDRá TIEM-PO PARA MáS ESTUDIOS

LAS PERSPECTIvAS DE ATRAER INvERSIONES SE EN-CUENTRAN EN LAS MISMAS CONDICIONES: NI EMPEO-RARON NI MEjORARON. LAS CONDICIONES DEL 50% DE PARTICIPACIÓN PARA AM-BAS PARTES ES EqUITATIvA “ “

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Fuente: Resources Energy Consulting

PETRÓLEO & GAS

El autor advierte que con el nivel de inversiones registradas en el país en los últimos años no se garantiza la ampliación del horizonte de reservas ni que se logre mantener los niveles de producción comprometidos por Bolivia más allá del año 2021.

EXPERTo ARGEnTino vislumBRA PAnoRAmA EnERGéTiCo

“reservas probadas de Gas del país alcanZarÁn solo para 10 años mÁs”

Plantearnos el futuro del desarrollo de la Industria del gas natural en base a un análisis puntual de reservas proba-

bles y posibles, parece demasiado audaz.Es sabido que la estimación de reservas

es una actividad básica en la industria petro-lera, y que la facilidad técnica de la extrac-ción está determinada por el conocimiento del tipo de yacimiento y la estimación más acertada de las reservas.

Pero no es menos cierto que para lograr este conocimiento se requiere de una am-plia base de datos de la ingeniería de cada yacimiento.

Y realmente, si hasta la anterior auditoría de reservas suponíamos que las P1 supera-ban los 20 TCF, ahora asumimos que solo se dispone de 9.94 TCF, es decir menos del 50% de reservas entre dos determinaciones, lo lógico es pensar que al menos debería obte-nerse mayores determinaciones, para saber de que estamos hablando.

Al respecto, deberíamos repasar lo que opinan los estudiosos en este tema, que re-comiendan los siguientes pasos:

Descubrimientos: Son los incrementos de reservas originados por terminación exi-tosa de pozos exploratorios, certificados por organismos competentes.

Extensiones: Son los incrementos de reservas en yacimientos existentes, origina-dos por la completación exitosa de pozos de avanzada o de extensión.

Revisiones: Son los aumentos o dismi-nuciones de reservas como resultado de los cambios de datos básicos del yacimiento o por la implementación de procesos de recu-peración.

Reservas probadas: Son los volúmenes de hidrocarburos que se pueden recuperar comercialmente de formaciones conocidas para un momento determinado, de acuer-do con la información geológica y de in-geniería que se dispone, bajo condiciones tecnológicas, económicas y regulaciones gubernamentales que la hagan rentables y justifiquen las inversiones necesarias.

Es posible planificar luego de poder mostrar alguna experiencia exitosa en pozos exploratorios, pero para invertir se requiere de mayores certezas, de lo contrario se esta-ría trabajando sobre expresiones de deseo, lo que no siempre se traducen en garantías necesarias para atraer nuevas inversiones.

Los anuncios sobre inversiones solo son efectivos cuando aparecen las inversiones y se traducen en trabajos concretos, mientras tanto solo son anuncios.

Es bueno que se encaren trabajos con mucho optimismo, pero nadie puede garan-tizar de por sí que el resultado será exitoso, sino veamos que pasó hasta ahora. Durante los últimos 8 años ninguna autoridad dejó de anunciar cuáles serían las inversiones que se harían, y ¿ cuál fue el resultado?

Una vez que se confirmen las P2 y en el futuro las P3, recién se deberían planificar los posibles mercados a los cuales se han de destinar las mismas.

Respecto a la industrialización tomando en cuenta el nivel actual de reservas, en una oportunidad anterior, he opinado que ”para hablar de la industrialización de los hidrocar-buros en la coyuntura, primero tendremos que ver qué pasa con las reservas”.

Cuando se tenga la certeza de los ni-veles de reservas, y se realicen las inversio-nes necesarias para certificar esas reservas, recién se deberá planificar cómo hacer uso de ellas, ya se trate mediante la industriali-

zación, exportación o cualquier otra plani-ficación futura.

Por lo que podemos ver en el cuadro de reservas de gas boliviano, considerando que se va a incrementar notablemente el merca-do interno, que por cierto es el paso más só-lido que se viene realizando en Bolivia, no se advierte aún de donde se va a destinar gas natural para un nuevo proyecto de consumo intensivo, como es la industrialización, más aún, sabiendo que parte de los desarrollos incrementales se van a destinar para cubrir la declinación natural de los yacimiento que actualmente producen gas natural.

Por lo que actualmente se conoce a nivel oficial, en Bolivia solo existe disponibilidad de gas natural para los próximos 10 años, el resto no es tema de actualidad, que como se expresó anteriormente está relacionado con el optimismo con que podemos afrontar el futuro.

Bolivia es un país muy joven en materia de hidrocarburos, en la escala de produc-ción esperada, del orden de los 80 MMm3/día. Los yacimientos y las áreas aún sin ex-plorar son muchas y sin un desarrollo inten-sivo actualmente.

No podemos pensar que de un mo-mento a otro desaparecerá el potencial de posibles reservas que Bolivia dispone, y por otra parte, se suma al contexto de la pregun-ta la posibilidad de modificar la legislación vigente. La percepción que hay sobre el tema es la siguiente:

Los protagonistas en la industria de los hidrocarburos en Bolivia ya han asumido que en los conceptos de regalías, participa-ciones e Impuesto Directo a los Hidrocarbu-ros, el Estado boliviano va a seguir retenien-do el 50% de la comercialización de estos productos en los mercados asignados. Este no es tema de discusión.

Esta retención incluida en la Ley de Hi-drocarburos del 2005 y en el DS del 2007, estimo que no es negociable bajo ningún concepto. Pero el 50% restante, es la herra-mienta disponible que tiene el Gobierno boliviano, para intentar atraer la inversión necesaria para desarrollar la industria en todo su potencial. Nótese que digo el 50% restante, no lo ofrecido actualmente, que en el mejor de los casos alcanza entre el 25 al 28%.

Los últimos años nos han demostrado que se cambió la legislación, gobiernos, contratos, varias reglas del juego, etc. Pero la realidad es que las inversiones para incre-mentar reservas y mejorar la producción, esas, no se cambiaron y solo se invirtió lo necesario para mantener los niveles de pro-ducción comprometidos contractualmente. Este nivel de inversiones no garantiza que se pueda ampliar el horizonte de reservas, ni que se logren mantener los niveles de pro-ducción comprometidos por Bolivia, más allá del año 2020, como se puede observar en el punto 3. ▲* Director - Resources Energy Consulting.

teXto: HéCTOR GARCíA *

Año unidad 2.011 2.012 2.013 2.014 2.015 2.016 2.017 2.018 2.019 2.020 2.021Mercado Interno MMm3/día 9,94 11,09 12,17 13,17 14,31 15,40 16,56 17,43 18,68 20,06 21,41 Metalúrgica Mutún MMm3/día - - - - 4,64 4,64 4,64 4,64 4,64 7,69 7,69Plantas GLP MMm3/día 0,10 0,78 0,90 1,05 1,14 1,27 1,30 1,33 1,15 1,15 1,15 GSA 60°F MMm3/día 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 30,08 Fuel gas GSA MMm3/día 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 1,57 ARGENTINA MMm3/día 6,53 10,90 11,69 13,75 15,79 17,86 18,20 18,74 19,14 19,58 21,11 TOTAL DEMANDA MMm3/día 48,23 54,42 56,41 59,62 67,53 70,82 72,35 73,79 75,26 80,13 83,01 TCF Año 0,62 0,70 0,73 0,77 0,87 0,91 0,93 0,95 0,97 1,03 1,07 PARTIENDO DE 9,94 TCF RESERVAS TCF 8,73 8,03 7,30 6,53 5,66 4,75 3,82 2,87 1,90 0,86 -0,21

RESERvAS DE GAS BOLIvIANO

Héctor García García

lAs invERsionEs PARA inCREmEnTAR REsERvAs y mEJoRAR PRoDuCCión, no sE CAmBiARon y solo sE inviRTió lo nECEsARio PARA mAnTEnER los nivElEs DE PRoDuCCión ComPRomETiDos“ “Héctor García, director de Resources Energy Consulting

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sEGún CRonoGRAmA, lA inGEniERíA ConCEPTuAl EsTARá ConCluiDA En AGosTo PRóXimo,PERo sE EsTá PRoCuRAnDo lA REPRoGRAmACión PARA quE El EsTuDio sEA EnTREGADo En Julio“ “YPFB Refinación

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PETRÓLEO & GAS

Se prevé que la inversión sea de $us 1.000 MM. El proyec-to está en la etapa de Ingeniería Conceptual.

En El DEPARTAmEnTo DE lA PAz

nueva reFinería se ubicarÁ en el aYllu paHaZa Y copacaTi

YPFB Refinación tiene previsto insta-lar una nueva refinería en el depar-tamento de La Paz en un predio de

aproximadamente 150 hectáreas (has) en el Ayllu Originario Pahaza y Copacati, próximo al cantón General Camacho de la provincia Pacajes.

De acuerdo a la subsidiaria de YPFB Cor-poración, el proyecto se encuentra en la eta-pa de Ingeniería Conceptual, que está siendo desarrollada por la empresa AXENS de Fran-cia y que posteriormente se continuará con

la ingeniería básica, ingeniería de detalle, adquisición y construcción (EPC), montaje, y finalmente, la puesta en marcha.

Según cronograma, la Ingeniería Con-ceptual estará concluida a finales de agosto próximo, pero la compañía está procurando la reprogramación de la fecha a fin de que el estudio sea entregado a más tardar en el mes de julio.

Respecto a la fecha de conclusión del proyecto, YPFB Refinación, señaló que mien-tras no se conozca la Ingeniería Conceptual no se podrá estimar el inicio de la construc-ción de la obra ni la fecha en que entrará en operación. “El desarrollo del proyecto se ini-ció a finales del año pasado”, remarcó la com-

pañía petrolera. De manera preliminar se prevé que la

inversión para poner en marcha la nueva re-finería será de 1.000 millones de dólares, cifra que será revisada una vez que se concluya la Ingeniería Conceptual.

En cuanto a la capacidad de refinación que tendrá este nuevo emprendimiento, YPFB Refinación indicó que de acuerdo a la demanda podrá ser expandida para procesar mayores volúmenes, debido a que será dise-ñada de manera modular.

La compañía tiene previsto lanzar una li-

citación pública internacional para realizar la Ingeniería Básica del proyecto que incluye la provisión de catalizadores y el entrenamiento para la operación, entre otros trabajos.

La etapa de EPC y montaje también será realizada mediante una licitación pública internacional para elaborar los documentos necesarios para la construcción y montaje de la nueva refinería.

Finalmente, la puesta en marcha será rea-lizada por personal con experiencia en otras refinerías bajo la dirección de la empresa que realice la ingeniería básica del proyecto. ▲

teXto: PAolA méndEZ l. Refinería Guillermo Elder Bell en Santa Cruz. Se proyecta una instalación de este tipo en el departamento de La Paz

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YpFb cHaco prevÉ iniciar sísmica 3d en Área cHimorÉ

YPFB Chaco, subsidiaria de YPFB Corpo-ración, prevé iniciar este año un estu-dio de sísmica 3D en un área de 400

kilómetros cuadrados en la zona de Chimoré, reportó la compañía petrolera. La inversión proyectada es de 30 millones de dólares.

En ese marco, Pedro Torquemada, pre-sidente de la empresa subsidiaria, dijo que previamente se tendrá que consensuar con diferentes actores sociales a fin de que no hayan interrupciones.

Asimismo, el ejecutivo sostuvo que es

muy importante socializar y trabajar de forma conjunta en el área de Chimoré para que se descubran nuevas reservas hidrocarburíferas en beneficio del país.

“Se trata de una zona de explotación. Va-mos a tratar de identificar nuevas estructuras y también trabajaremos para investigar nive-les más profundos”, explicó.

También reveló que una vez concluido el estudio de sísmica 3D se conocerá si corres-ponde ejecutar el proyecto a fin de que las inversiones proyectadas generen beneficios.

Respecto a las plantas de procesamien-to de gas natural de YPFB Chaco, se informó que efectúan su labor al 100 por ciento, a ex-cepción de algunas como la de Chimoré que

tiene menos volúmenes para procesar, pero cuya carencia es subsanada por producción de YPFB Andina.

Por otra parte, YPFB Chaco prioriza la ex-ploración de un pozo de 1.600 a 1.700 metros en el área de Carrasco, además de planificar el inicio de otro proyecto en Vuelta Grande con una inversión de 15 millones de dólares.

Paralelamente, la compañía está en tra-tativas para perforar un pozo en la zona de Ingre conjuntamente con YPFB Corporación. YPFB Chaco tiene aprobado para este año una inversión de 93 millones de dólares, pero cuenta con otros 30 millones de dólares adi-cionales. ▲

teXto: PAolA méndEZ l.

YPFB Chaco ha invertido en estudios de sísmica 3D en el campo Vuelta Grande.

INvERSIÓN. YPFB Chaco , subsidiaria de YPFB Corporación, invertirá 55 millones de dólares en tareas de exploración, que se desarrollarán en los departa-mentos de Cochabamba y Chuquisaca con el propósito de descubrir nuevas reservas de hidrocarburos e incremen-tar la producción nacional. PLANES. La subsidiaria pretende traba-jar en la reparación de pozos este año. Para ello, tiene programada una inver-sión de 1,18 millones de dólares.

PARA DEsTACAR

En 2011

Se consensuará con diferentes actores sociales. Prevén inves-tigar niveles más profundos en esta zona de explotación.

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Aún no sE hA DECiDiDo El inGREso DE yPFB PETRoAnDinA PARA REAlizAR EXPloRACiónhiDRoCARBuRíFERA En El AGuARAGüE. EXisTEn PRoCEDimiEnTos y ConvEnios quE no sE CumPliERon“ “ Nelson Bartolo, secretario de Recursos Naturales de la APG.

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PETRÓLEO& GAS

YPFB Petroandina SAM prevé iniciar en los primeros días de mayo la segunda fase del proyecto Timboy X-2, ubicado

en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, según fuentes de las empresas que prestan servicio a la compañía subsidiaria de YPFB Corporación.

Esta segunda fase consiste en abrir ca-mino y construir una planchada de ocho kilómetros desde las serranías del parque nacional Aguaragüe hasta el lugar de la per-foración.

Al respecto, Nelson Bartolo, secretario de Recursos Naturales de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG), aseguró que aún no se decidió el ingreso de YPFB Petroandina para realizar exploración hidrocarburífera en el Parque Nacional Aguaragüe.

En este tema se solicitó información al gerente de YPFB Petroandina, Miguel Angel Pradel, para conocer el cronograma de activi-dades, sin embargo hasta el cierre de la pre-sente edición no se obtuvo respuesta.

Reporte Energía realizó un recorrido en la zona del proyecto Timboy X2, donde eviden-ció la conclusión de la primera fase de ingre-so al parque nacional Aguaragüe.

Se conoce que YPFB Petroandina opera desde septiembre de 2010 en la provincia

Gran Chaco de Tarija con la apertura de un camino que ingresa hasta el pie de la serranía del Aguaragüe. Desde esa fecha realizó los estudios de topografía correspondiente y en octubre del año pasado desplazó maquinaria y personal para abrir dicho sendero.

En los primeros 7 meses de presencia de la sociedad conformada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Pe-tróleos de Venezuela (PDVSA) se trabajó en la primera fase del proyecto que consistió en construir los primeros 10 kilómetros de un to-tal de 18 kilómetros del camino que conduce al lugar donde se perforará el pozo Timboy X-2.

Se prevé que la segunda fase del pro-yecto inicie los primeros días de mayo, de acuerdo a información proporcionada por funcionarios del consorcio Construmat-Arias, responsable de abrir el camino y construir la planchada. Ambas empresas contratistas instalaron sus oficinas en la comunidad Pal-mar Grande, distante a 20 kilómetros de Villa Montes, donde operan desde el año pasado.

Se evidenció que en el lugar trabajan 115 empleados entre operarios y administrativos. Semanas atrás eran 180, pero debido a que la primera etapa del proyecto terminó, se pres-cindió del resto. Aunque se comunicó que serán contratados nuevamente cuando se reinicien los trabajos de construcción de los restantes 8 kilómetros.

Uno de los topógrafos que trabaja en el

El ingreso de máquinas a la serranía del Aguaragüe está previsto para mayo de este año. Por su parte la APG sostuvo que no otorgó aval para que YPFB Petroandina realice exploración hidrocarburífera. Existe vía de acceso y una base de la compañía.

EXClusivo. EXPloRACión hiDRoCARBuRíFERA En El ChACo

YpFb peTroandina alisTa seGunda Fase de TimboY X-2; Guaraníes no avalaron

palmar grande (gran chaco-tarija): FRANCO CENTELLAS

Entrada que conduce a los pies de de la serranía Aguaragüe, ubicada a 300 metros de la carretera Santa Cruz - Yacuiba. Este camino de 10 kilómetros fue construido por YPFB Petroandina

lugar, que pidió reserva de su identidad, reve-ló que hasta la fecha se concluyó la construc-ción del camino hasta el pie de la serranía y que ahora comienza el trabajo más difícil que es ingresar a la misma serranía del Aguara-güe, topografía bastante accidentada.

“Todavía no hemos subido al Aguaragüe. Estamos avanzando de a poco porque las sendas están bastantes difíciles”, comentó la fuente.

El campamento desde donde operan e ingresan al sitio de trabajo, se encuentra so-bre la carretera internacional que une Santa Cruz con Yacuiba. A 300 metros se encuentra

el ingreso al camino que conduce a Timboy X-2.

De acuerdo a otro de los empleados del lugar, hasta la primera quincena de abril todavía no se tenía el permiso de ingreso al Aguaragüe por parte de la APG. “Esa es una de las razones por las que el trabajo por el momento se encuentra paralizado”, dijo.

YPFB Petroandina SAM, invirtió 115 mi-llones de dólares de un total de 888,3 millo-nes de dólares programados hasta el 2013. Se destinó 110 millones de dólares en el Sub Andino Norte (La Paz) y otros 6 millones de dólares en el Sub Andino Sur (Tarija). ▲

Oficinas y almacenes de empresas que prestan servicios a YPFB Petroandina en Palmar Grande, a 20 kilómetros de Villa Montes.

Como Asamblea del Pueblo Guaraní no estamos en contra del desarrollo del país, pero hay algunos procedimientos que no cumple la empresa Petroandina en el proyecto Timboy X2.

El problema radica en la planchada para la perforación del Pozo Timboy X-2, puesto que está dentro del parque nacio-nal Aguaragüe. El compromiso acordado entre las capitanías y el Ministerio de Hi-drocarburos y Energía firmado el 22 de mayo del 2010, señalaba la realización de un plan de manejo del parque Aguara-güe, por lo que mientras no cumplan con ese convenio vamos a seguir parados.

“FAlTA CumPliR Con los PRoCEsos”

nelson Bartolo, secretario de Recursos naturales de la APG

oPinión

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PETRÓqUíMICA

El experto Carlos Alberto Lopes manifiesta que la producción de urea en Brasil es menor a su demanda. En este sentido, Bolivia tiene perspectivas para su proyecto y un mercado potencial

sEGún EXPERTo sE ABRE mERCADo PARA BoliviA

“brasil imporTa mÁs de la miTad de urea que requiere”

La demanda de urea en Brasil, es de aproximadamente 5 millones de to-neladas/año y la importación de la

misma es de 3 millones de toneladas/año, por lo que existe perspectivas de mercado para la producción boliviana de este pro-ducto, según Carlos Alberto Lopes, socio director de Gas Energy.

Si bien Petrobras tiene previsto cons-truir tres plantas de amoniaco y urea, ade-más de realizar una expansión de su planta al noreste de Brasil, Bolivia tiene posibilidad en el mercado brasileño, porque existen acuerdos entre ambos países respecto al gas, puntualizó Lopes en el seminario sobre

petroquímica realizado a mediados de este mes en Santa Cruz.

“Desde el punto de vista técnico, Boli-via tendrá que construir su plante de úrea, a escala internacional” para contar con la capacidad suficiente de exportar su pro-ducción a Brasil, manifestó Lopes.

Asimismo el experto brasileño sostuvo que Bolivia tendría que acordar con Petro-bras los volúmenes de producción de am-bas plantas de urea para que no exista una “competición predatoria”, entre los proyec-tos de ambos países.

En este tema, el analista energético, Álvaro Ríos propuso que se concentren to-dos los esfuerzos bolivianos para viabilizar el proyecto de urea porque “es importante que Bolivia se focalice en un proyecto”.

Ríos también señaló que si no se reali-

zan las gestiones para concretar este pro-yecto en este momento, probablemente se tenga que postergar el mismo para 10 o 15 años más en adelante.

“Creemos que en este momento pue-de darse un proyecto de urea en la fronte-ra Bolivia-Brasil que es un lugar adecuado, puesto que existe el flujo de gas y reservas de gas”, señaló.

El mercado petroquímico brasileño, empezó en la década del 60’ aproximada-mente y ahora después de 50 años el ve-cino país logró consolidarse en el mercado internacional con compañías de escala global.

En Brasil, el 10% de la producción in-dustrial es de química y petroquímica. Sin embargo, el desarrollar su industria petro-química tomó varios años al vecino país. ▲

teXto: doriA AÑEZ S.

Carlos Alberto Lopes habló de dar valor agregado al gas

“Países que tienen gas deberían te-ner una diversificación de sus ventas, vender para energéticos pero también vender para no energéticos. Dentro de los productos no energéticos, creo que amoniaco y urea y otros produc-tos que vienen adelante son produc-tos muy interesantes para hacer, por-que son los primeros pasos para que después vengan otros productos más adelante” *Socio director de Gas Energy.

CARlos AlBERTo loPEs*

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La primera feria internacional de productos y servicios logísticos en Bolivia, realizada en abril, acercó las empresas de ser-vicios y productos vinculados a este rubro a los visitantes que acudieron al Pabellón Brasil de Fexpocruz.

teXto: doriA AÑEZ S.

Elizabeth Mendez (der.) de Trans Salvatierra estuvo presente en Expologística. CTrans anunció, en la muestra, que tras su crecimiento empresarial se convierte en corporación. Kuehne-Nagel expuso avances en logística de almacenaje y distribución.

La compañía de transporte de carga, Movicargo, fue uno de los 70 expositores.

Ransa mostró una de sus ofertas para digitalización de grandes volúmenes de documentos.

BS Logistics exhibió novedades del servicio de transporte aéreo, marítimo y terrestre.

Arnaldo Rocco (der.) de Terminal Puerto Arica dictó una conferencia durante la feria.

Pro Cargo, empresa forwarder, dio conocer su red de agentes a nivel mundial.

EvENTOS

EXPoloGísTiCA 2011

loGísTica nacional con buena noTa

La feria especializada Expologística, en su primera versión, mostró las princi-pales novedades del sector, además

de una gama de ofertas de servicios de las compañías participantes, por lo que fue calificada como ‘exitosa’ por parte de ex-positores, asistentes y por la organización del evento.

En este sentido, Arnaldo Rocco, jefe comercial de Terminal Puerto Arica mani-festó su complacencia por los resultados del evento. “La verdad que la cantidad de visitas que hemos tenido en nuestro stand ratifica lo que nosotros teníamos presu-puestado”, comentó.

Asimismo señaló que la muestra sirvió para “acercar el puerto a la gente” y resaltó que “se hace necesario contar aquí en Boli-via con este tipo de exposición”.

A su vez, Federico Badia, gerente ge-neral de Compass una de las empresas de Omnium, grupo logístico de Bolivia, dijo que en la feria se registró gran participa-ción, además de beneficiar al público en general que requiere conocer ofertas lo-gísticas.

Por su parte, Fernando Terrazas, orga-nizador de la feria destacó la participación del público y la visita de los cónsules de Argentina y Uruguay, así como también de personas ligadas al comercio internacional.

Expologística contó con la participa-ción de 70 expositores. Tuvo un área ‘demo’ para demostraciones y de manera paralela al evento se realizaron conferencias espe-cializadas con invitados internacionales. ▲

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EvENTOS

Premiación. La Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) otorgó 2.000 “Premios 100 a la Ex-celencia” en el día del niño, beneficiando a escolares destacados. Cada uno de los estudiantes recibió 100 dólares como apoyo económico para sus estudios.

Seminario. Prodimsa realizó el Seminario de Lubricantes Automotrices. Raúl Reimer de YPF Argentina estuvo a cargo de las disertaciones en Santa Cruz y Montero. Además, en la ocasión fue presentado el sitio web oficial de la compañía www.prodimsa.com

YpFb andina ForTalecerÁ rrHH en eXploración

Mario Arenas, presidente de YPFB Andina, lanzó la II versión del Plan Nuevos Profesionales

YPFB Andina fortalecerá sus Recursos Humanos (RRHH) a través del programa de formación denominado Plan Nuevos Pro-fesionales para los recién egresados de las carreras requeridas afines al sector.

El objetivo es contar a mediano y lar-go plazo con personal técnico que tenga las competencias necesarias para llevar adelante el desarrollo de proyectos de ups-tream.

En este sentido, YPFB Andina lanzó la

convocatoria en abril, para que los recién egresados de las carreras de ingeniería pe-trolera, electromecánica, de geología, quí-mica y de procesos postulen a la selección de personal.

El Plan se desarrolla en 4 etapas, siendo la última un entrenamiento en el puesto de trabajo en las operaciones de la compañía bajo el seguimiento y evaluación de un tu-tor. Podrán participar en la selección todos los egresados de las universidades del país.

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EMPRESA

Cerámica Boliviana Limitada (Cerabol) utilizará 360 mil metros cúbicos de gas por mes en su segunda unidad

productiva “Cerámica Rafaela” inaugurada en Santa Cruz de la Sierra, informó Jaime Costa, gerente de producción de la compañía in-dustrial.

Según Costa, esta planta que demandó una inversión de $us 7 millones, necesitará también 280.000 kilovatios/hora por mes de energía eléctrica, por lo que es considerada una de las industrias con mayor consumo de potencia del país.

Respecto al cuidado del medio ambiente, el gerente de producción de Cerabol sostuvo que cuentan con un sistema de control de lí-quidos y sólidos que evita la contaminación dentro de la planta, y que además, trabajan con filtros decantadores que absorben cual-quier tipo de residuos durante el proceso.

“Constantemente realizaremos monito-reos. Nos adecuamos a las normas ambien-tales existentes en Bolivia. La planta cumple con los estándares más exigentes de calidad, salud, seguridad y respeto al medio ambien-te”, remarcó.

Por su parte, Sandra Bruno, gerente ge-neral de la compañía explicó que Cerámica Rafaela tendrá una producción mensual de

Esta unidad productiva necesitará 280.000 kilovatios/hora por mes de energía eléctrica. Según Cerabol la planta cumple con los estándares más exigentes de calidad, seguridad y respeto al medio ambiente. Utiliza decantadores para evitar residuos.

lA invERsión ToTAl FuE DE 7 millonEs DE DólAREs

nueva planTa de cerabol uTiliZarÁ 360.000 mc/mes de Gas naTural

teXto: PAolA méndEZ l.

Sandra Bruno, gerente general de Cerabol (centro) durante el corte de cinta previo a la inuguración de la nueva planta de cerámica Rafaela, junto otros ejecutivos de la compañía.

240.000 metros de pisos y revestimientos ge-nerados con tecnología italiana, considerada de alta calidad por el tipo de máquinaria que se utiliza.

“Hoy nos proyectamos hacia el futu-ro con la última tecnología, pero tomando como base una larga tradición industrial”, subrayó Bruno.

Consultada respecto a las normas de seguridad para los 120 trabajadores de esta planta, Bruno dijo que cada uno de ellos cuenta con los implementos necesarios de seguridad, pero que lamentablemente mu-

chos son resistentes a utilizarlos. Sin embargo, aclaró que el personal de

Recursos Humanos de Cerabol se encargará de capacitarlos a fin de que utilicen toda esa indumentaria, además de pasarles cursos de primeros auxilios en caso de existir alguna emergencia en horarios de trabajo.

“De manera continua realizamos cursos de capacitación en seguridad y cuidado de medio ambiente. Haremos todas las gestio-nes para que nuestro personal trabaje para su beneficio”, acotó la gerente general de Cerabol.

Cerabol es una compañía dedicada a la producción y comercialización de pisos y re-vestimientos cerámicos. Fue creada en 1970 por el italiano Andrea Bruno Morino.

Con la inauguración de la nueva planta Rafaela, se triplicará la capacidad productiva de Cerabol y se permitirá activar las expor-taciones a diversos mercados de la región como Chile, Perú y Uruguay.

La planta Rafaela fue construida sobre una superficie de 10.000 metros cuadrados y está ubicada en el kilómetro 3 de la carretera a Camiri en el municipio de La Guardia. ▲