La producción será de aproximadamente 210 litros por día, que serán utilizados con fines investigativos y para promocionar la

tecnología de procesamiento y elaboración de biodiésel.

Entre 2000 y 2010 por la venta de petróleo el Estado recibió ingresos por $us 2.100 MM. En el caso del gas se recaudó $us 6.847 MM

y por comercialización de GLP $us 169 MM.

Se espera obtener reservas adicionales de 7.79 TCF’s de gas natural, 117.31 MMBbl de condensado y 29.39 MMBbl de petróleo. Bolivia tiene 53.5 millones de hectáreas petroleras de las que 5% son exploradas y ex-plotadas con contratos de operación. Se estima una inversión de $us 1.073 MM durante este periodo.

PRECIO DEL GAS - OCTUBRE 2011

energías alternativas

petróleo & gas

YPFB ajusta su Plan de exPloración 2011-2020; PerForarán 39 nuevos Pozos

Planta exPerimental de Biodiésel en santa cruz registra 70% de avance

se oBtuvo $us 9.116 mm Por regalías, ParticiPaciones e idH

petróleo & gas p. 10-12

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p. 9Con la modificación y actualización del Plan de Exploración

2011-2020 de YPFB efectuada el mes pasado en su Directorio, se incorpora metas cuantificables en sus componentes y estra-

tegias. Ante la creciente demanda interna y compromisos externos la

estatal petrolera gestiona 42 nuevas áreas para explorar en busca de aumentar reservas y producción hidrocarburífera. La amenaza de de-claratoria de ‘Fuerza Mayor’ en zonas de interés petrolero con sobre-posición a áreas protegidas y pueblos indígenas es la traba a vencer.

Precio en BoliviaBs. 10

Nro. 66Del 1 al 15 de

Octubre 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

petróleo & gas

estaciones de servicio oPeradas Por YPFB registran Bs 2,2 mm de Pérdidas

El alto nivel salarial del personal en relación al merca-do así como los costos por aportes laborales y bene-

ficios sociales serían los principales motivos de esta situación.

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construcción DE PLAntA (cPF) En 65% Y LínEAs DE rEcoLEcción Y EvAcuAción DE gAs nAturAL En MArgAritA AvAnzAn

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Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

02/01/11 03/03/11 04/01/11 05/03/11 07/01/11 08/31/1106/02/11 08/02/11 09/30/11

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margarita o la tranQuilidad desPués de la tormenta

lo Último editorial DireCtor : MiguEL zABALA BisHoPmzabala@reporteenergia.com

AL 2011 PLANTA RíO GRANDE COMPRIMIÓ 67% DE GNL

PETROBRAS INICIA OChO PROyECTOS DE RS EN EL ChACO

El proyecto Margarita, desarrollado por la española Repsol, es un bálsamo para los agoreros que consideraban perdido todo intento de reactivar la in-dustria de los hidrocarburos en Bolivia y especialmente porque después de la crisis de inversión a raíz de la nacionali-zación en mayo de 2006, el país recibe importantes inversiones y está claro que los ingresos por exportación de gas na-tural a Brasil y Argentina, han fortalecido las arcas del Estado y han permitido, sin querer hacer un análisis simplista, reacti-var y apuntalar la economía nacional con ingresos que se pagan en forma de IDH, regalías y participaciones.

Un informe oficial de la estatal petro-lera registra pagos por estos conceptos que alcanzan los $us 1.067 millones el año 2006, en tanto que en 2007 ascendió a $us 1.193 millones, subiendo en 2008 a $us 1.381 millones, en tanto que en 2009 la estatal pagó $us 1.442 millones. Solo el año 2010 YPFB generó un ingreso de $us 1.688 millones, batiendo un récord histórico, según el informe referido.

Con estos números es fácil darse

cuenta que la reactivación del sector es posible porque existe un mercado inter-no que crece y un mercado externo que, más allá del 2019 en el caso de Brasil y del 2026 con Argentina, continuará deman-dando gas natural que Bolivia podrá proveer, a pesar de los descubrimientos y desarrollo de reservas en ambos paí-ses.

Margarita-Huacaya, entonces, el mega yacimiento gasífero que se suma a San Alberto, Sábalo e Itaú, producirá unos 14 millones de metros cúbicos de gas diarios hasta 2014, que serán proce-sados en la planta que, a la fecha, cuenta con más de un 65% de avance y estima entrar en operación en abril de 2012, con una inversión de más de $us 1400 millo-nes, constituyéndose en el proyecto más grande desarrollado en el país después del gasoducto de exportación al Brasil.

Es evidente que desarrollar Mar-garita-Huacaya ha significado tomarse en serio la urgencia de cumplir con la adenda al contrato con Argentina que nos obliga a enviar hasta 7,7MMCD si el cliente los demanda. Margarita nos hará

quedar bien con ese mercado, porque el desarrollo del campo Caipipendi, con la perforación e intervención de pozos como el exitoso Margarita 4st, permiten cumplir con el cupo y evitar las penali-dades establecidas en el citado contrato, a pesar de que el analista Carlos Miran-da asegura que el pozo era un proyecto frenado en 2004 por razones técnicas y reactivado con un desvío o side track (de ahí el “st”en la denominación del pozo), hasta su culminación hace pocos días, con pruebas de producción de más de 5,4 MMCD.

De todas maneras, desarrollar Mar-garita para cumplir a cabalidad el con-trato es una muy buena noticia para el país, para el cliente Argentina y para la operadora Repsol que aplica los es-tándares más altos para cumplir a su vez con el contrato que lo ata a YPFB y que lo convierte en un socio confiable, como lo son Petrobras, Total, Pluspetrol u otras compañías internacionales que se quedaron a apostar por el resurgi-miento de la industria hidrocarburífera boliviana. ▲

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Proyecto piloto de generación eólica iniciará operación el 2013 “Se solucionó la falta de combustible en frontera”

Experto español, una de las principales figuras del FIGAS 2011 Comercialización de jet fuel se incrementó en 5,6%

YPFB Andina cumplió 10 años de cuidado ambiental

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MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

DE LANACIONAL

ASOCIACIÓN

PRENSA

Miguel Zabala Bishop Director

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

La Planta de Compresión de Río Grande comprimió el 67 por ciento de la producción na-cional de gas natural para la venta al 31 de marzo de 2011, volumen de gas equivalente a 6.4 mi-llones de dólares al día, según señala el informe anual de la petrolera YPFB Andina SA.

Con el fin de incrementar los índices de dis-ponibilidad y confiabilidad del sistema de gene-ración, la compañía implementó un sistema de control, monitoreo, sincronización y alivio de carga al sistema de generación de energía con una inversión de 350 mil dólares.

De acuerdo con el informe la actualización del sistema de control de proceso y el sistema de seguridad, asegura a la Planta un alto grado de confiabilidad, redundante en sus controladores y funciones con una plataforma sólida para el futuro. Este proyecto demandó 414 millones de dólares.

Ocho proyectos de Responsabilidad So-cial de Petrobras Bolivia se ponen en marcha en este tercer trimestre de 2011 en El Chaco boliviano. Se trata de proyectos educativos, ambientales, deportivos y de formación que beneficiarán a los pobladores de Villa Montes, Yacuiba y Caraparí. Los proyectos se desarrolla-rán también en las capitales de Tarija y Santa Cruz.

El trabajo de esta plataforma institucional permite priorizar los proyectos sociales de apo-yo a la región, tomando en cuenta los proble-mas y las necesidades de la población y respal-dando las políticas públicas vigentes.

Asimismo, los Bloques Petroleros operados por Petrobras Bolivia, desarrollan de manera permanente los programas de salud, apoyando a las comunidades aledañas a los campos de operación. Adicionalmente, respaldan los pro-gramas de apoyo a la cultura local, la empresa apoya con donaciones de víveres y refrigerios para días festivos tradicionales de las escuelas y comunidades del área donde opera.

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El PoTEnCiAl EnERGéTiCo DEl SiTio ES BASTAnTE AlTo. SEGún lA noRmA iEC 61400 ES ClASE i,PoR lo qUE SE PRETEnDE ConTinUAR Con lAS FASES SiGUiEnTES qUE PERmiTAn lA AmPliACión“ “Empresa Eléctrica Corani S.A.

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ENERGíAALTERNATIVA

La primera experiencia piloto de ge-neración eólica que lleva adelante la Empresa Eléctrica Corani SA entrará en

funcionamiento a partir del 2013 con una po-tencia aproximada de 2,5 megavatios (MW) en su primera fase, según la subsidiaria de la Empresa Nacional De Electricidad (ENDE)

Este proyecto que se desarrolla en la zona de Qollpana (en el municipio de Po-cona del departamento de Cochabamba, a 2700 msnm) tiene el objetivo de explorar y aprovechar el potencial eólico del área con miras a la instalación futura del primer par-que eólico en Bolivia. Con ello se contribui-rá a la diversificación de la matriz energé-tica y al aporte en la generación eléctrica.

Hasta la fecha se instaló una torre de medición que recabó datos des-de febrero del 2010, que confirman la existencia del recurso viento en condiciones para ejecutar un proyecto de parque eólico, comprobando, de esta manera, la viabilidad técnica del sitio.

El potencial energético del lugar es “bastante alto” y según la norma IEC 61400 (estándar internacional de seguridad para sistemas de generador de turbinas de vien-to) es Clase I, por lo que se pretende conti-nuar con las fases siguientes que permitan su ampliación.

La empresa que procesó los datos fue GL Garrad Hassan Ibérica SRL, firma especia-lizada y de amplio prestigio a nivel mundial en este tipo de proyectos.

También se realizó el estudio de factibi-lidad técnica y la optimización de la produc-ción energética, la modelación del parque, el diseño y la estimación de la producción.

Actualmente se elabora los términos de referencia para la adquisición, transpor-te, montaje y puesta en servicio del parque eólico y se espera que la licitación pueda ser lanzada antes que concluya este año.

Se diseñó como un proyecto piloto de-bido a que aún no existe en el país experien-cia similar, ni información de datos empíricos del comportamiento del viento a alturas en

las cuales se empla-zan las torres (40, 50, 60 metros).

Tampoco existe el marco normativo y operativo para permitir su incorpo-ración al mercado eléctrico actual, ni la forma de remu-neración.

Como antece-dente a este proyecto se tiene el mapa eó-lico de Bolivia efectuado por la Transporta-dora de Electricidad (TDE), que proveía una estimación del recurso eólico en base a la sistematización de la información meteo-rológica histórica recopilada por el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología de Bolivia (Senamhi).

Adicionalmente, con financiamiento de la Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés), la empresa 3TIER

elaboró un mapa eólico de Bolivia de alta resolución (2 Km.)

Para encarar este proyecto, se efectuó el trabajo de gabinete de análisis y procesa-miento del Atlas Eólico de Bolivia, se seleccio-naron sitios candidatos y el reconocimiento

de los mismos, la socialización del proyecto con las comunidades locales candidatas, la realización de los trámites legales corres-pondientes y, posteriormente, el emplaza-miento de la torre de medición, dando inicio a la campaña de medición eólica. ▲

Hasta el momento se recaba información con una torre de medición de viento instalada en la zona de Qollpana.

SE inSTAlARá Con 2,5 mW DE PoTEnCiA En FASE i

ProYecto Piloto de generación eólica iniciará oPeración el 2013

teXto: EDén gArcíA s.

Se tiene planificado a futuro construir el primer parque eólico de Bolivia en el occidente del país.

Hidroeléctrica ivirizu en etaPa de PreFactiBilidad

La Empresa Eléctrica Valle Hermoso SA realiza los estudios de prefactibilidad del proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del río Ivirizu, que incluye el levantamien-to topográfico de las principales áreas de influencia, el estudio geológico e hidrológico y el diseño de todas las obras que componen este emprendimiento.

El proyecto consiste en el aprovechamiento de las aguas de la cuenca alta del río Ivirizu, afluente del río Chapare. Según los primeros datos, la hidroeléctrica podría al-canzar una potencia de 147 MW, con una producción media de energía de 519 GWh/año.

En el primer estudio realizado a nivel de perfil avanzado, también se estimó que se puede obtener un caudal de diseño para el proyecto de 28.8 metros cúbicos por se-gundo (m3/s). Además, el proyecto hidroeléctrico consta de un embalse de regulación, un túnel de aducción de 1900 metros, una tubería forzada de 850 metros y la casa de máquinas equipada con tres turbinas tipo Pélton de 49 MW cada una.

El proyecto está ubicado en el municipio de Pocona tercera sección de la provincia Carrasco, a 145 kilómetros de la ciudad de Cochabamba.

“SE DISEñÓ COMO UN PRO-yECTO PILOTO DEBIDO A qUE AúN NO ExISTE EN BOLIVIA ExPERIENCIA SI-MILAR, NI MARCO NOR-MATIVO PARA PERMITIR SU INCORPORACIÓN AL MER-CADO ELÉCTRICO ACTUAL

“

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A PARTiR DE EnERo DEl 2012 SE iniCiARá Un PlAn qUinqUEnAl DE invERSionES qUE TiEnEComo oBJETivo mEJoRAR lAS inSTAlACionES PARA oPTimizAR El TRABAJo DE YPFB AviACión“ “ Hugo Iporre, gerente de YPFB Aviación

PETRÓLEO& GAS

ComPoRTAmiEnTo vEnTAS DE JET FUEl 2010-2011

DETAllE JET FUEl

ComPoRTAmiEnTo vEnTAS DE Av GAS 2010-2011

Hasta agosto de este año los volúme-nes comercializados de jet fuel en los 12 aeropuertos que opera YPFB Avia-

ción en el país tuvieron un incremento de 5,6 por ciento en relación al mismo periodo del 2010.

Según datos de la subsidiaria de YPFB Corporación, en los primeros ocho meses del presente año los volúmenes vendidos de jet fuel alcanzaron los 113.020.269 litros, supe-rando los 107.048.832 litros registrados en el mismo lapso de tiempo en 2010.

Se espera que este 2011 las ventas supe-ren en un 9 por ciento los 161.624.323 litros con los que cerró la pasada gestión.

Además en julio del 2011 se regis-tró el pico de venta más alto en los últi-mos cinco años, alcanzando un total de

16.594.393 litros.Por su parte, la comercialización de AV

gas hasta agosto de este año también expe-rimentó una subida, puesto que en el 2010 se vendió 3.562.585 litros y este año 3.734.564 litros.

El gerente de YPFB Aviación, Hugo Iporre, anunció que a partir de enero del 2012 se ini-ciará un plan quinquenal de inversiones que tiene como objetivo ampliar y mejorar las instalaciones para optimizar la distribución de combustibles en los aeropuertos. Para ello serán destinados un total de 18.3 millones de dólares.

Se construirá siete plantas de almacena-miento y despacho de combustible de avia-ción. Las tres primeras se ubicarán en Guaya-ramerín, La Paz y Trinidad y su construcción iniciará a principios del 2012. Luego se con-tinuará con las plantas de Riberalta, Puerto Suarez, Cobija y finalmente Yacuiba.

En las instalaciones se tiene planificado

realizar adecuaciones a las plantas y se do-tará de todos los sistemas de herramientas y equipos necesarios a toda la empresa para cumplir con eficiencia los objetivos y metas trazados.

También está prevista la compra de 22 unidades abastecedoras que, según la sub-sidiaria aeronáutica, son muy necesarios e importantes para este quinquenio, que serán distribuidas en los 12 aeropuertos del país.

Además, a requerimiento de la Gober-nación, Brigada Parlamentaria y Alcaldía potosina se construirá una planta de almace-namiento y despacho de combustible en ese departamento a inaugurarse en noviembre próximo .

En cuanto al litigio con los accionistas de Air BP Bolivia SA, ex concesionaria de la dis-tribución de carburantes en los aeropuertos, Iporre anunció que se ultima detalles para ce-rrar las negociaciones y que este año se trans-ferirán las acciones y activos al Estado. ▲

En julio del 2011 se registró el pico de venta más alto en los últimos cinco años, alcanzando un total de 16.594.393 litros. YPFB Aviación anuncia inversiones que superan los $us18 MM.

En RElACión A AGoSTo DEl 2010

comercialización de jet Fuel se incrementó en 5,6%

teXto: EDén gArcíA s.

Hugo Iporre, gerente de YPFB Aviación

Fuente: YPFB Aviación Fuente: YPFB Aviación

Total Ventas

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SE REComiEnDA ConTRATAR A UnA EmPRESA qUE SE EnCARGUE DE lA ATEnCión DE loS SURTiDoRES, lA CUAl DEBERá PRovEER DE PERSonAl oPERATivo PARA REAlizAR lA ComERCiAlizACión“ “Informe de la Gerencia Nacional de Comercialización de YPFB Corporación

PETROLEO& GAS

El alto nivel salarial del personal en relación al mercado así como los costos inherente por aportes laborales y beneficios sociales serían los principales motivos de esta merma. El informe oficial de YPFB recomienda delegar la administración a privados.

En RElACión A PRoPUESTA EConómiCA DE EmPRESA qUE PoDRíA ADminiSTRAR SURTiDoRES ESTATAlES

estaciones de servicio oPeradas Por YPFB registran Bs 2,2 mm de Pérdidas

En un informe elaborado por la Geren-cia Nacional de Comercialización y la Dirección Nacional de Estaciones de

Servicio (DNES) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) dirigido a su presi-dente a.i. Carlos Villegas, se afirma que la ad-ministración de las 36 estaciones de servicio operadas por la estal petrolera para la venta de gasolina, diésel oil y gas natural vehicular (GNV) registra pérdidas de 2,2 millones de bolivianos, en relación a los costos del mer-cado actual.

Si bien el documento oficial no mencio-na el nombre de la empresa que realizó los cálculos, se afirma que su propuesta permi-tió realizar un análisis comparativo con la ac-tual administración de surtidores de YPFB.

Según el texto, la pérdida se debe a los altos gastos erogados en el pago de salarios y los beneficios sociales a los trabajadores de las estaciones de servicio operados por la estatal petrolera.

En este sentido, se sugiere que una em-presa privada se haga cargo de la supervi-sión, control y operación de los surtidores con el fin de reducir los costos, tomando en cuenta que los niveles salariales vigentes en YPFB son muy superiores a los del mercado.

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Fuente: Informe de Gerencia Nacional de Comercialización de YPFB

A su vez, el documento, firmado por Guillermo Achá, gerente nacional de comer-cialización y Javier Rivero, director nacional de Estaciones de Servicio de YPFB, señala que “se recomienda contratar a una em-presa que brinde servicios para la atención de las estaciones de servicio, la cual deberá proveer de personal técnico operativo que realice la comercialización directamente al consumidor final y reportar continuamen-te todas las operaciones que realice a la DNES”.

Con la información recibida, el informe detalla que la Dirección Nacional de Esta-ciones de Servicio elaborará una contabili-dad independiente a fin de tener un control

permanente de los ingresos generados por cada estación de servicio.

Además, en caso de contratarse a la empresa, la DNES también se encargará del registro y control diario de los volúmenes entregados y comercializados, así como de los ingresos por la comercialización de car-burantes.

De acuerdo a la oferta de la empresa, cada surtidor tendría una utilidad neta que bordearía los 60 mil bolivianos, mientras que, YPFB registra alrededor de 61 mil boli-vianos de pérdida por estación de servicio.

La principal diferencia radica en que los costos fijos en personal varían sustan-cialmente entre la actual administración de

YPFB y la propuesta ofertada, puesto que a la estatal petrolera en una gestión los gastos en salarios y beneficios sociales le significan un total de 12,349,346 bolivianos, mientras que a la empresa supervisora erogaría un monto de 7,200,000 bolivianos al año.

Otro beneficio de contratar una empre-sa, según el informe es que en caso de cual-quier problema por no emisión de facturas en las estaciones de servicio, YPFB ya no respondería por los daños y perjuicios que originen las sanciones (que de acuerdo al artículo 19 “obligaciones de facturación de la ley 100 promulgada en marzo de ese año, conlleva una clausura definitiva), sino la em-presa encargada de la administración. ▲

PRESUPUESTo AnUAl DE RECURSoS hUmAnoS En SURTiDoRES DE YPFB

PRESUPUESTo AnUAl DE RECURSoS hUmAnoS En PRoPUESTA EConómiCA DE EmPRESA

Concepto Total Nro. de Nivel Total Total Duodec. Beneficios Prima Total Total Estaciones Funcionarios Salarial Salarios Aportes Aguinaldo Sociales Mensual Gestión de Servicio Mensual (Bs.)

Supervisores 36 36 2.985 107.460 17.957 8.955 8.955 8.955 152.282 1.827.378,79Operadores Dispenser’s 36 225 2.750 618.750 103.393 51.563 51.563 51.563 876.831 10.521.961,50Totales Gasto RRHH 261 726.210 121.350 60.518 60.518 60.518 1.029.112 12.349.346

Contrato Servicio de Supervisión, Control y Operación de las EESS Bs.Recursos Humanos incluido el Traslado de Valores 7.200.000

* Salario considerado de acuerdo a mercado (Bs. 1.9000 Supervisor y Bs. 1.400 Operador)

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ES imPoRTAnTE DARlE FUERzA A lA CAliDAD DE loS SERviCioS nACionAlES En lA inDUSTRiA PETRolERA, ADEmáS imPoRTAR El ConoCimiEnTo Y lA innovACión DE TECnoloGíA“ “Miguel Zabala, comisario general del FIGAS

PETRÓLEO& GAS

La tercera versión del Foro Internacio-nal del Gas (FIGAS) 2011, que se de-sarrollará del 16 al 18 de noviembre

próximo en la ciudad de Tarija, contará con la presencia del reconocido experto es-pañol Calogero Migliore, coordinador del Centro de Tecnología de Repsol (CTR) de Madrid, España.

Migliore, uno de los principales pane-listas del Foro energético, se desempeña desde el año 2005 como coordinador de Tecnología de Gas Natural Licuado (GNL), dentro de la Dirección de E&P y GNL. Su exposición se referirá a investigación más desarrollo, una actividad clave dentro de la cadena de valor de gas natural.

Al respecto, Miguel Zabala, comisario general del FIGAS 2011, señaló que la ter-cera versión titulada “Gas y Energía: Nuevas Tecnologías, Investigación, Servicios e inno-vación”, estará enfocada en temas más téc-nicos donde se promoverá la investigación y sus beneficios en la optimización de los recursos en la industria.

Asimismo, este año se dará énfasis al destacado trabajo de las empresas de servi-cios nacionales que son de talla internacio-nal. “Consideramos que es importante darle mayor fuerza a la calidad de los servicios que se tienen en el país y además importar el conocimiento y la innovación de tecnolo-gía en la industria petrolera”, explicó.

Bz Group y Reporte Energía, organiza-dores de FIGAS, informaron que esta versión se diferencia de la anterior por la realización de los Talleres Abiertos: FIGAS “ciudad de Tarija”, en respuesta a la alta demanda de este tipo de eventos en esta ciudad.

Los talleres se realizarán el 16 de no-viembre, un día antes del inicio oficial del FIGAS y están divididos en dos conferencias cada uno.

El primer taller tendrá su conferencia ini-cial en la universidad Domingo Savio, don-de se expondrá acerca de autogeneración y soluciones alternativas a la demanda ener-gética. La segunda exposición analizará el financiamiento de este tipo de proyectos.

El segundo taller se realizará en la uni-versidad pública Juan Misael Saracho. Su primera conferencia tratará sobre el mar-co legal para licitaciones y contrataciones en empresas públicas de hidrocarburos y electricidad. La segunda temática abordará la transparencia como herramienta para la construcción de un gobierno en línea, don-

Calogero Migliore explicará como la investigación más el desarrollo aseguran una actividad clave dentro de la cadena de valor de gas natural. Crece expectativa por el evento energético.

DEl 16 Al 18 DE noviEmBRE PRóximo En TARiJA

exPerto esPañol, una de las PrinciPales Figuras del Figas

teXto: LizzEtt vArgAs o.

CALOGERO MIGLIORE. Es ingeniero químico de la Universidad Simón Bolívar de Caracas, Venezuela y cuenta con una maestría en Gas Engineering and Mana-gement de la University of Salford, en el Reino Unido, además de un Diploma en Management of the International Gas Industry, de la University of Cambridge. Trabajó entre 1988 y 2005 en PDVSA In-tevep como Líder de Procesos y Líder de Proyectos y pertenece al International Institution of Gas Engineers and Mana-gers (IGEM) del Reino Unido.Actualmente se desempeña en el CTR como coordinador de Tecnología de GNL, de la Dirección de E&P y GNL.

PERFil

Calogero Migliore del Centro de Tecnología de Repsol en España, estará en FIGAS 2011.

de se analizará los procesos de licitación actual y propuestas de mejora en el sector petrolero y eléctrico.

Con la realización de estos talleres, el FIGAS pretende cubrir la alta demanda de conocimiento y debate de temas relacio-nados a energía, administración, auditorías y derecho por parte de estudiantes, docen-tes, profesionales, empresarios y autorida-des de Tarija.

Paralelamente al Foro se realizará el workshop sobre “Servicios y suministros”, donde las diferentes empresas vinculadas al sector expondrán durante tres días lo últi-mo en la industria petrolera.

Como ocurrió en versiones anteriores, se cursan invitaciones a las instituciones tarijeñas para que tengan un rol protagó-nico en este evento que, al no ser político ni institucional, se convierte en un espacio ideal para el diálogo abierto, el análisis, y los negocios, aseguró Zabala, agregando que al igual que en los años anteriores se coor-dinará tanto con la Gobernación como con el Municipio de Tarija, a fin de realizar un Foro que coloque a este departamento en el mapa energético internacional. ▲

Figas: más de 30 emPresasconFirmadas en la cita

Por tercer año consecutivo se realiza el FI-GAS con gran expectativa y presencia de más de treinta empresas del sector energético, quienes mostrarán sus principales avances y logros en aplicaciones de nuevas tecnologías y servicios en hidrocarburos y electricidad.

Por su parte, la EXPOFIGAS, contará con la participación de empresas de servicios y proveedores de la industria como Wartsila, La Llave, Siemens, Carlos Caballero, Serpetbol, MCA y Bolinter, que expondrán sus produc-tos o experiencia empresarial. Estas, junto a otras empresas, también son parte de la lista de auspiciadores del evento .

Asimismo, se encuentran las principales compañías petroleras del país como YPFB Transporte, Total, Repsol y Petrobras. Esta últi-ma compañía se destaca por su participación desde la primera versión del FIGAS.

A su vez, se suman la Cámara de Expor-tadores de Santa Cruz, Cámara Nacional de

Industrias, Inegas, la Universidad Privada Do-mingo Savio e Hidrocarburos Bolivia, quienes son parte del grupo de instituciones de apo-yo para la realización del evento energético.

Entre las empresas internacionales que participarán con ponencias en el Foro se en-cuentran Repsol, con la ponencia de Caloge-ro Migliore; Indox Cryo Energy de España con una presetnación que abordará los avances en Transporte on-shore de GNL a pequeña escala.

Así mismo se ha confirmado la presencia de un experto de Schlumberger para presen-tar la experiencia del gas no convencional (shale gas) en Argentina y otros países.

En la parte logística, se destaca la partici-pación de la Gobernación a través de la Se-cretaría de Hidrocarburos y Energía y el Muni-cipio de Tarija, quienes son los anfitriones de la ciudad y a la vez expositores de su potencial económico.

Foto

: Rep

orte

Ene

rgía

91 al 15 de octubre | 2011

DURAnTE loS úlTimoS 10 AñoS, El mERCADo DE BRASil DEmAnDó Un PRomEDio DE 73% DE lA PRoDUCCión DEl PAíS. lAS RECAUDACionES DEPEnDEn DE loS volúmEnES vEnDiDoS A ESE PAíS“ “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas del 2000 al 2010 - Ministerio de Hidrocarburos y Energía

PETRÓLEO & GAS

La recaudación por regalías, participa-ciones e Impuesto Directo a los Hidro-carburos (IDH) de la producción de pe-

tróleo, gas natural y Gas Licuado de Petróleo (GLP) durante el periodo 2000 - 2010 alcanzó un total de 9.116 millones de dólares, según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE).

En el estudio denominado “Análisis Es-tadístico Regalías y Participaciones Hidrocar-buríferas”, publicado por la cartera guberna-mental del sector, se explica que en el caso del petróleo, el tributo sumó 2.100 millones de dólares. El 2006 fue el año en el que se registró mayores ingresos para el Estado con 332 millones de dólares, con un precio pro-medio de 31.44 $us/bbl.

A partir de 2007 la declinación en el co-bro por este este producto fue constante. Sin embargo, el nivel más bajo del periodo se obtuvo el 2002, con un valor de 89 millones de dólares y con un precio promedio igual a 23.54 $us/bbl.

Se menciona que con la promulgación del Decreto Supremo No. 26926 del 25 de enero de 2003 se modifica el periodo de cál-culo estableciendo una base a 365 días para los precios de referencia, con la finalidad de enfrentar las fluctuaciones de los precios in-ternacionales.

Asimismo, la publicación del MHE indi-ca que como resultado de esta medida, las empresas productoras renegociaron los pre-cios de venta del petróleo a las refinerías del mercado interno en las mismas condiciones (promedio móvil de 365 días del West Texas Intermediate - WTI).

En ese contexto, para evitar distorsio-nes, fue necesario considerar este periodo de cálculo para los precios de los crudos de referencia que conforman la canasta de pe-tróleo para la liquidación de regalías, medida que fue implementada a través de la pro-mulgación del Decreto Supremo No. 26928 de 31 de enero de 2003. Como resultado de estas normas el comportamiento del precio promedio de las participaciones del mercado interno se hizo más estable en el tiempo, in-dica el informe.

Posteriormente con el Decreto Supremo No. 27691 de 2004, se determina un precio máximo de petróleo para el mercado inter-no, a un valor de 31.16 $us/bbl (incluye IVA), mismo que a la fecha no fue modificado.

Con la Ley No.1689, los precios por rega-lías y participaciones tenían diferentes bases de cálculo, aspecto que es modificado a par-

Por la venta de petróleo el Estado recibió ingresos por $us 2.100 MM. En el caso del gas se recaudó $us 6.847 MM y por comercialización de GLP $us 169 MM en el periodo de estudio.

AnáliSiS DE lAS RECAUDACionES DEl PERioDo 2000-2010, Con DAToS DEl mhE

se oBtuvo $us 9.116 mm Por regalías, ParticiPaciones e idH

teXto: FrAnco gArcíA s.

Fuente: Viceministerio de Exploración y Explotación Hidrocarburífera del MHE

tir del 19 de mayo de 2005, con la aplicación de precios reales de comercialización para ambos conceptos de acuerdo a lo estableci-do en la Ley No.3058. Bajo estas metodolo-gías, el precio más elevado para regalías fue alcanzado el año 2005 con un valor de 35.22 $us/bbl; y para participaciones el año 2006, con un valor de 31.44 $us/bbl.

La producción fiscalizada de petróleo, durante el periodo analizado registró un total de 171 MMBbl. El año 2000 fue el de menor producción con un valor de 11 MM-Bbl, mientras que el 2005 fue el de mayor producción llegando a 19 MMBbl, según el MHE.

Por otro lado, la recaudación de regalías, participaciones e IDH, por la producción de gas natural sumó un total de 6.847 millones de dólares, durante el periodo de análisis.

A partir del año 2006, la recaudación por gas natural tuvo un incremento considera-ble, alcanzando la gestión 2008 su valor más alto igual a 1.831 millones de dólares, como consecuencia de una coyuntura de precios internacionales favorable y por un incremen-to en la exportación, principalmente a Brasil, la cual alcanzó un nivel de 31.08 MMmcd.

Lo opuesto ocurrió en 2009, año en el que el requerimiento de gas natural se re-dujo en 28 por ciento, alcanzando un valor de 22.38 MMmcd, menor al mínimo reque-rido según condiciones contractuales (24.06 MMmcd a partir de la gestión 2004).

“La producción fiscalizada de gas na-tural en el periodo referido fue de 4.242 millones de MMBTU. En el año 2010 se tri-plicó la producción del año 2000, lo que representa un crecimiento promedio anual de 18 por ciento durante el periodo 2000 a 2010. Adicionalmente el año 2008, fue el de mayor producción, alcanzando un nivel de 550 millones de BTU”, destaca la publicación del MHE.

Se señala que los precios de valoración para regalías, participaciones e IDH no pre-sentan brechas significativas entre 2000 y 2005, pese a que se utilizan bases de cálculo

distintas, como indica la Ley No. 1689. Por otro lado, los precios de valoración

tuvieron un comportamiento ascendente entre 2000 y 2010 alcanzando el valor máxi-mo de 5.67 $us/ MMBTU en 2008. Asimismo, durante ese periodo, el nivel de precios tuvo en promedio una tasa de crecimiento pro-medio de 18 por ciento.

Durante los últimos diez años, el merca-do de Brasil demandó un promedio de 73 por ciento de la producción nacional. Por tanto, debido a la importancia de los requeri-mientos de gas de este mercado, las recauda-ciones dependen en gran medida de las va-

riaciones de los volúmenes vendidos a Brasil.En el caso del GLP la recaudación de

regalías, participaciones e IDH, por su pro-ducción, en el periodo analizado, fue de 169 millones de dólares. El año de mayor recau-dación fue 2006 con 26 millones de dólares.

Se explica que no se realizó una com-paración del GLP durante el periodo 2000 al 2010, debido a que existen diferentes bases y metologías de cálculo. Bajo la Ley 1689 la producción era valorada en energía ( MMB-TU). Este aspecto fue modificado con la Ley No.3058, estableciendo una valoración en unidad másica (TM). ▲

RECAUDACionES PoR PRoDUCTo

RECAUDACión AnUAl PoR PRoDUCTo

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

2.100

Petróleo

MM

$us

Gas Natural GLP Total

6.847

169

9.116

2.0001.8001.6001.4001.2001.000

800600400200

0

180 188 173 220 288

655

1.352 1.355

1.831

1.204

1.672

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MM

$us

Petróleo Gas Natural GLP Total

10 1 al 15 de octubre | 2011

Pizarra

Roca

Agua

Roca

Petróleo crudo

nUEvAS áREAS RESERvADAS

Es la cantidad de nue-vas áreas reservadas que se espera otorgue el MHE a YPFB.áreas

42

PoTEnCiAl GASíFERo

En estas áreas se estiman recursos por 53,58 TCF’s de gas natural.áreas

49

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bo-livianos (YPFB) determinó ajustar su Plan de Exploración (PEX) 2011-2020 el

mes pasado, en el que se contempla la per-foración de al menos 39 pozos, cada uno en diferentes campos, para incorporar reservas de 7.79 trillones de pies cúbicos (TCF’s) de gas natural, 117.31 MMBbl de condensado y 29.39 MMBbl de petróleo.

A diferencia de la anterior versión, la actual contempla datos de certificación de reservas a diciembre de 2009 y situación de áreas reservadas y áreas nuevas a junio de 2011. A su vez, precisa el Plan de Exploración, con la incorporación de metas cuantificables en sus componentes y estrategias.

Los 39 pozos proyectados se refieren al

primero de carácter exploratorio a ser perfo-rado en cada prospecto, quedando los otros de delimitación y de desarrollo condiciona-dos al resultado obtenido. Se requerirá una inversión aproximada de 1.073 millones de dólares.

La incorporación de nuevas reservas hidrocarburíferas incluye 2.30 TCFs de gas natural y 39.30 MMBbl de condensado, pro-venientes de descubrimientos comerciales sin certificación de reservas de los contratos de operación Ipati - Aquio, Río Grande y El Dorado.

Se proyecta además contar con 0.40 TCFs de gas natural y 8.12 MMBbl de condensado, procedente de recursos prospectivos con alta probabilidad de ocurrencia de los contra-tos de operación Guairuy - Camiri, Carrasco, Vuelta Grande, Juan Latino II/Chimoré y San Isidro.

Se prevé obtener también 1.38 TCFs de

gas natural y 18.38 MMBbl de condensado, resultante de recursos prospectivos de con-tratos de exploración y explotación en las áreas reservadas con Petroandina SAM, Iñau, Iñiguazu, Aguaragüe Sur “A”, Aguaragüe Sur B, Aguaragüe Norte, Aguaragüe Centro y Tiacia.

De los recursos prospectivos de los con-tratos de servicios petroleros en las áreas Huacareta, Azero, Itacaray, Cupecito, Almen-dro y Sanandita se espera alcanzar 3.71 TCFs de gas natural y 51.51 MMBbl de condensado más 29.30 MMBbl de petróleo.

Entre las metas definidas para el PEX 2011-2020 se tiene que al 2013 el 40 por ciento de las áreas exploratorias reservadas para YPFB, estarían bajo la modalidad de convenios de estudio, contratos de servicios o en actividad exploratoria a cargo de YPFB Corporación.

Para el 2015, en las modalidades de con-venio de estudio, contratos de servicio de ex-ploración y por cuenta de YPFB Corporación, el porcentaje de áreas exploratorias reserva-das para la estatal petrolera en actividad sube al 50 por ciento. Entre 2018 y 2020 se alcanza el 70 por ciento (considerando que el núme-ro de áreas reservadas para Yacimientos se incrementará).

En cuanto a las metas, para el 2013 se tiene previsto contar con cinco nuevas com-

pañías conocidas internacionalmente, esta-blecidas con personería jurídica para realizar actividades exploratorias en el país. Para el 2014 se espera las operaciones de 10 nuevas compañías y en dos años se pro-yecta aumentar su número a 15.

A partir de 2012 se tiene planea-do participar con propósito de pro-mover la exploración en Bolivia en al menos cinco eventos interna-cionales claves al año. Entre los principales road shows a nivel internacional se priorizará la presencia de Yacimientos en Houston, Calgary, Toron-to, New York, Londres y Edimburgo, Madrid y Río de Janeiro, Singapur, Sidney, Perth, Seúl, Tokyo y Shangai.

Bolivia cuen-ta con un total de 53.5 millo-nes de hec-táreas de i nte -

Se espera obtener reservas de 7.79 TCF’s de gas natural, 117.31 MMBbl de condensado y 29.39 MMBbl de petróleo. Bolivia tiene 53.5 millones de hectáreas petroleras de las que 5% son exploradas y explotadas con contratos de operación.

SE ConTEmPlA UnA invERSión DE 1.073 millonES DE DólARES

Yacimientos ajusta su Plan de exPloración 2011-2020; PerForarán otros 39 nuevos Pozos

teXto: FrAnco gArcíA s.

No. OPERADOR ÁREA EXPLORACIÓN1 YPFB ANDINA S.A. AMBORO-ESPEJO

2 SARA BOOMERANG I

3 SARA BOOMERANG III*

4 YPFB CHACO S.A. CHIMORÉ-I

5 PETROBRAS BOLIVIA S.A. INGRE

6 RIO HONDO

7 REPSOL YPF CHARAGUA

8 TUICHI

9 TOTAL E&P BOLIVIE AQUIO*

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

* Pese a que las Áreas Ipati y Aquio son dos contratos de operación separados, en pro-fundidad se trataría de la misma estructura (reservorio) compartido por ambas áreas. En tal sentido la suma de ambos recursos resultaría en el potencial total esperado de hidrocarburos para esa estructura.

áREAS Con ComPRomiSo DE ExPloRACión

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

* Pese a que las Áreas Ipati y Aquio son dos contratos de operación separados, en profundidad se trataría de la misma estructura (reservorio) compartido por ambas áreas. En tal sentido la suma de ambos recursos resultaría en el potencial total esperado de hidrocarburos para esa estructura.

No. OPERADOR ÁREA EXPLOTACIÓN1 YPFB ANDINA S.A. CAMIRI-GUAIRUY

2 RÍO GRANDE

3 YPFB CHACO S.A. PERCHELES

4 CARRASCO ESTE

5 VUELTA GRANDE

6 EL DORADO

7 TOTAL E&P BOLIVIE IPATI*

8 PLUSPETROL S.A. CURICHE

9 TAJIBO SUR

áREA En ExPloRACión Con PRoYECToSExPloRAToRioS BAJo ConTRAToS DE oPERACión

No. OPERADOR ÁREA PROYECTOS SITUACIÓN EXPLORACIÓN EXPLORATORIOS ACTUAL1 YPFB ANDINA S.A. AMBORÓ-ESPEJO Sísmica 2D/Pozo Fuerza Mayor

2 SARA BOOMERANG I Pozo SDG-X2 Fuerza Mayor

3 SARA BOOMERANG III* Pozo BOA-X1 En curso

4 YPFB CHACO S.A. CHIMORÉ-I Sísmica 3D/Pozo LVS-X1 Fuerza Mayor

5 PETROBRAS BOLIVIA SA INGRE Pozo IGE-X2 En curso

6 RIO HONDO Sísmica 2D Fuerza Mayor

7 REPSOL YPF CHARAGUA** Pozo LGA-X1 Área Devuelta

8 TUICHI Sísmica 2D Fuerza Mayor

9 TOTAL E&P BOLIVIE AQUIO Pozo AQUIO-X1001 En curso

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* Se levantó fuerza mayor a finales de 2010** Área devuelta por Repsol en fecha 11 de septiembre de 2010

ESTADo ACTUAl DE áREAS Con ComPRomiSo DE ExPloRACión BAJo ConTRAToS DE oPERACión

No. OPERADOR ÁREA PROYECTO ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN PROGRAMADAS EXPLOTACIÓN1 YPFB ANDINA SA GUAIRUY-CAMIRI Proyecto Sararenda Pozo SRR-X1 - Programado para 2011

2 RÍO GRANDE Río Grande Profundo Profundización RGD-22, RGD-80 y RGD-27; Ejecutado

2010 con resultados positivos.

Profundización RGD-53 y RGD-59; Programado 2011

3 YPFB CHACO SA EL DORADO El Dorado Profundo Pozo DRD-X3ST; Ejecutado 2010 con resultados positivos

4 CARRASCO Carrasco Este Pozo CRE-X1; Programado 2011

5 VUELTA GRANDE Vuelta Grande Profundo Pozo VGR-X1000; Programado 2011

6 JUAN LATINO II - Percheles Profundo Pozo PCH-PX1; Programado 2012

PERCHELES

7 TOTAL E&P BOLIVIE IPATI* Incahuasi Pozo ICS-X2; Programado 2011

8 PLUSPETROL SAN ISIDRO Curiche Pozos CUR-X1003D, CUR-X1005; Programado 2011

9 BOLIVIA TAJIBO Tajibo sur Pozo TJS-X1, TJB-X4; Programado 2011

10 CORPORACIÓN SA TACOBO Tacobo Pozo TCB-X1004, 155 Km Sísmica 2D; Programado 2011

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* Pese a que las Áreas Ipati y Aquio son dos contratos de operación separados, en profundidad se trataría de la misma estructura (reservorio) compartido por ambas áreas. En tal sentido la suma de ambos recursos resultaría en el potencial total esperado de hidrocarburos para esa estructura.

ACTiviDADES DE ExPloRACión DE ConTRAToS DE oPERACión En FASE DE ExPloTACión

DETALLE Cantidad Hectáreas Total % de áreas Tradicional No tradicionalContratos de Operación 19 932.496,06* 1.846.875,00 2.779.371,06 5,2

Áreas reservadas para YPFB 56 2.590.718,75 8.193.946,20 10.784.664,95 20,2

Nuevas Áreas en proceso de reservar a favor de YPFB 42 490.125,00 12.436.939,27 12.927.064,27 24,2

Área libre de interés hidrocarburífero - 929.316,44 26.079.583,28 27.008.899,72 50,5

Área total de interés hidrocarburífero - 4.942.656,25 48.557.343,75 53.500.000,00 100

PORCENTAJE - 9,2% 90,8% 100

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* Del total de hectáreas en Contratos de Operación de Zona Tradicional, 172.125 Ha corresponden a áreas en exploración y 760.371,06 en explotación

áREA DE ExPloRACión

RonDAS DE nEGoCio En lAS qUE PARTiCiPARá YPFB

TorontoCalgary

Houston New York

Rio de Janeiro

Perth

Sydney

Madrid

Londres yEdimburgo

Singapur

Seul

Shangai

A DiFEREnCiA DE lA AnTERioR vERSión, lA ACTUAl TiEnE DAToS DE lA CERTiFiCACión DE RESERvAS ADiCiEmBRE DE 2009 Y SiTUACión DE áREAS RESERvADAS Y nUEvAS A JUnio DE 2011, EnTRE oTRoS CAmBioS“ “Plan de Exploración 2011-2020 de YPFB Corporación modificado

PETRÓLEO & GAS

111 al 15 de octubre | 2011

Pizarra

Roca

Agua

Roca

Petróleo crudo

áREAS DE inTERéS PETRolERo

Extensión de hectáreas de interés hidrocarbu-rífero. Equivale a 48.7% del territorio nacional.MM/has

53,5 ExTEnSión áREAS RESERvADAS

Es la cantidad de hectáreas de las áreas reservadas para Yacimientos. MM/has

10.7

Yacimientos ajusta su Plan de exPloración 2011-2020; PerForarán otros 39 nuevos Pozos

A junio de 2011 de las 56 áreas reser-vadas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), 20 áreas se encuentran disponibles para actividades, ocupando una extensión de 3.275.175 hectáreas, lo que representa un 6 por ciento del área de interés hidrocarburífero, según el in-forme del Plan de Exploración 2011-2020 de la estatal petrolera modificado el mes pasado.

De acuerdo al dato proporcionado 15 áreas son Tradicionales, lo que equivale a 1.020.175 hectáreas (34 por ciento de la extensión de las 20 áreas), por lo que tienen un plazo inicial de exploración de siete años.

En las áreas No Tradicionales, con un plazo de 10 años para la exploración, son 5 que corresponden a 2.255.000 hectá-reas (69 por ciento de la extensión de las 20 áreas).

Desde 60 años atrás, Yacimientos junto a las compañías operadoras esta-blecidas en el país, realizaron tareas de exploración, explotación y desarrollo de campos, recabando información que sirvió para evaluar el potencial hidro-carburífero de Bolivia y de esta manera pronosticar la actividad exploratoria que se puede desarrollar en los próximos 10 años en el país.

A partir de esta información, de las 62 áreas reservadas de Yacimientos, se conoce que 49 tienen potencial gasífero y 13 petrolífero.

La extensión de las áreas reservadas para YPFB es de 10.784.664,95 hectáreas. 43 se encuentran en la zona tradicional (23,1 por ciento de la extensión de las áreas reservadas) y 18 (76,1 por ciento) en la Zona No Tradicional y 1 se encuen-tra en ambas zonas (0.9 por ciento).

están disPoniBles 20 áreas reservadas Para YPFB MADRE DE DIOS. Está situada al

norte del país. Se ha probado pe-tróleo de 34 API en el pozo Pando X-1 en el Devónico Superior.SUBANDINO NORTE. Se extiende el límite de la República del Perú hasta la República Argentina por el Sur. Abarca el departamento de La Paz.LLANURA BENIANA. Se ubica al noreste del Subandino norte. Se extiende por Beni y en menor pro-porción en La Paz, Cochabamba y Santa Cruz..SUBANDINO SUR. Está situada al este de la Cordillera Oriental. Es la zona más importante de produc-ción de hidrocarburos. Allí están los campos San Alberto, Sábalo y Margarita.PIE DE MONTE. Se encuentra pe-gada a la parte este de la faja su-bandina. La actividad tectónica es reducida y la deformación es me-nos intensa.LLANURA DEL CHACO. La llanura del Chaco es una región de pro-ducción establecida. Se ubica hacia el este, al lado de Pie de Monte.ALTIPLANO. Es una cuenca intra-montañosa limitada por la Cor-dillera Oriental hacia el Este y la Cordillera Occidental de origente volcánico Terciario hacia el Oeste.PANTANAL. La cuenca de Pantanal está situada al este del país. En esta provincia las trampas son estruc-turales tipo anticlinal suavemente deformado, pueden existir trampas estructurales.

zonA GEomoRFolóGiCA

rés petrolero, lo que representa el 48.7 por ciento del territorio nacional. El potencial se encuentra ubicado en las provincias geológi-cas Madre de Dios, Subandino Norte Llanura Beniana, Subandino Sur, Pie de Monte, Llanu-ra del Chaco Altiplano y Pantanal.

De las 53.5 millones de hectáreas de inte-rés hidrocarburífero, el 90.8 por ciento se en-cuentra en Zona No Tradicional. Solamente un 5.2 por ciento es explorada y explotada, a través de contratos de operación.

Las áreas reservadas para YPFB corres-ponden a un 20.2 por ciento, que se encuen-tran en contratos de exploración y explota-ción (entre YPFB y YPFB Petroandina SAM), convenios de estudio, contratos en proceso de negociación, autorización y aprobación legislativa, asignadas a YPFB y otra parte está disponible, con lo que la actividad en el corto plazo potencialmente llegará a la cuarta par-te del área de interés hidrocarburífero, según el informe.

Para incrementar la actividad se ges-tiona la conformación de 42 áreas libres en nuevas áreas reservadas, que representa el 24.2 por ciento de la zona de interés hidro-

carburífero.De esta manera aún que-

dará 50.5 por ciento del área de interés hidrocarburífero para exploración en el me-diano y largo plazo. ▲

No. No. Área ÁREA EXTENSIÓN ZONA* DEPARTAMENTO Reservada EXPLORACIÓN (ha) ACTUAL1 1 MADRE DE DIOS 500.000,00 NT PANDO

2 5 CEDRO 99.775,00 T SANTA CRUZ

3 8B CAROHUAICHO “8B” 98.750,00 T SANTA CRUZ

4 10 SAUCE MAYU 45.750,00 T CHUQUISACA

5 17 COIPASA 515.000,00 NT ORURO

6 18 CORREGIDORES 655.000,00 NT POTOSÍ

7 19 BUENA VISTA 2.500,00 T CHUQUISACA

8 24 SAYURENDA 91.750,00 T TARIJA

9 25 VILLAMONTES 12.500,00 T TARIJA

10 27 CARANDAITI 100.000,00 T SANTA CRUZ-CHUQUISACA-TARIJA

11 44 CASIRA 192.500,00 NT POTOSÍ

12 45 LA CEIBA 33.125,00 T TARIJA

13 48 LA GUARDIA 90.625,00 T SANTA CRUZ

14 49 IGUEMBE 17.500,00 T CHUQUISACA

15 51 OKINAWA 99.850,00 T SANTA CRUZ

16 52 RODEO 98.050,00 T SANTA CRUZ

17 53 PILAR 392.500,00 NT SANTA CRUZ

18 54 EL REMATE 50.625,00 T SANTA CRUZ

19 55 NUEVO HORIZONTE 98.875,00 T SANTA CRUZ

20 56 PUERTO GRETHER 82.500,00 T SANTA CRUZ

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* T = Tradicional / NT = No Tradicional

áREAS RESERvADAS DiSPoniBlES

No. No. Área ÁREA EXTENSIÓN ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS Reservada EXPLORACIÓN (ha)1 8D CAROHUAICHO “8D” 100.000,00 T SANTA CRUZ-CHUQUISACA YPFB ANDINA SA

2 20 CAMATINDI 10.725,00 T CHUQUISACA-TARIJA YPFB CHACO SA

3 34 ISARSAMA 28.750,00 NT COCHABAMBA YPFB CHACO SA

4 35 MANCO KAPAC 5.000,00 T COCHABAMBA YPFB CHACO SA

5 36 SAN MIGUEL 1.250,00 T COCHABAMBA YPFB CHACO SA

6 38 EL DORADO OESTE 86.250,00 T SANTA CRUZ YPFB CHACO SA

7 50 SAN MARTÍN 11.875,00 T TARIJA-CHUQUISACA YPFB CHACO SA

8 8A CAROHUAICHO “8A” 100.000,00 T SANTA CRUZ YPFB CHACO SA

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* T = Tradicional / NT = No Tradicional

áREAS RESERvADAS En PRoCESo DE ASiGnACión A EmPRESAS SUBSiDiARiAS

No. No. Área ÁREA EXTENSIÓN ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS Reservada EXPLORACIÓN (ha)1 16 SAN TELMO 193.359,38 NT TARIJA PETROBRAS

2 22 ASTILLERO 21.093,75 T TARIJA PETROBRAS

3 23 SUNCHAL 57.500,00 T TARIJA PETROBRAS

4 37 FLORIDA 29.375,00 T SANTA CRUZ PLUSPETROL

5 39 ARENALES 98.875,00 T SANTA CRUZ PLUSPETROL

6 40 TAPUTA 42.500,00 T SANTA CRUZ PLUSPETROL

7 43 YUCHAN 40.000,00 NT TARIJA YPF SA

8 46 CAPIGUAZUTI 22.000,00 T CHUQUISACA YPF SA

9 47 RIO SALADO 50.000,00 T TARIJA YPF SA

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* T = Tradicional / NT = No Tradicional

áREAS RESERvADAS En ConvEnioS DE ESTUDio

No. No. Área ÁREA EXTENSIÓN ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS Reservada EXPLORACIÓN (ha)1 28 BOYUIBE (28) 75.000,00 T SANTA CRUZ-CHUQUISACA YPFB CASA

2 41 OVAI (41) 161.250,00 NT SANTA CRUZ MATRIZ-GNEE

3 8C CAROHUAICHO “8C” 97.500,00 T SANTA CRUZ

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* T = Tradicional / NT = No Tradicional

áREAS RESERvADAS AUToRizADAS A YPFB DE mAnERA DiRECTA

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos* T = Tradicional / NT = No Tradicional

nUEvAS áREAS ExPloRAToRiAS PRoPUESTAS En PRoCESo DE RESERvAR A FAvoR DE YPFB

No. Nombre Área Exploratoria a crear1 COBIJA

2 MANURIPI

3 TOROMONAS

4 NUEVA ESPERANZA

5 SAN FELIPE

6 ENERO

7 SAN BORJA

8 LITORAL

9 IVIRZA

10 MADRE SELVA

11 SAN SILVESTRE

12 LA TIGRA

13 MOROCOS

14 ABAPÓ

No. Nombre Área Exploratoria a crear15 MENONITA

16 AVISPA

17 MONTEVERDE

18 TITA-TECHI

19 ABEJA

20 COLIBRÍ

21 FORTÍN PAREDES

22 OTUQUIS

23 IZOZOG

24 ORIENTAL

25 PELÍCANO

26 LAS MORAS

27 PETA

28 MIRAFLORES

No. Nombre Área Exploratoria a crear29 AYOREO

30 ALEGRÍA

31 EL CHORÉ

32 YUARENDA

33 SANTA CATALINA

34 SAN ANDRÉS

35 CHACARILLA

36 TOLEDO

37 TOTORANI

38 SANTA LUCÍA

39 GARCI MENDOZA

40 RÍO MULATO

41 COLCHANI

42 CASA GRANDE

RonDAS DE nEGoCio En lAS qUE PARTiCiPARá YPFB

Perth

TokyoShangai

DE lAS 53.5 millonES DE hECTáREAS DE inTERéS hiDRoCARBURíFERo El 90.8% SE EnCUEnTRA En lA zonA no TRADiCionAl. Solo Un 5.2% ES ExPloRADA Y ExPloTADA En ConTRAToS DE oPERACión“ “Plan de Exploración 2011-2020 de YPFB Corporación modificada

PETRÓLEO & GAS

12 1 al 15 de octubre | 2011

SoBREPoSiCión DE áREAS hiDRoCARBURíFERAS Con nACionES Y PUEBloS inDíGEnAS oRiGinARioS Y CAmPESinoS RETRASA Y En AlGUnoS CASoS no viABilizA, oBRAS, PRoYECToS o ACTiviDADES“ “Plan de Exploración 2011-2020 (modificado) - YPFB Corporación

PETRÓLEO & GAS

Al menos cuatro áreas de contrato hidrocarburífero: Amboró - Espejos, Tuichi, Río Hondo y Chimoré I, a cargo

de operadoras privadas, se encuentran en si-tuación de “Fuerza Mayor” (imposibilidad de desarrollar actividades) por sobreposición con áreas protegidas, por lo que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) debe solicitar su devolución y terminar la relación contractual, señala el Plan de Exploración 2011-2020 de la estatal petrolera, modificado el mes pasado.

A su vez el área de contrato Sara Boome-rang I de la empresa YPFB Andina que tenía proyectada la perforación exploratoria del pozo Santo Domingo X2, está en situación de Fuerza Mayor por aspecto social.

Las otras áreas bajo la figura de Contra-to de Operación que no se encuentran en Fuerza Mayor, pero presentarían dificultades en el proceso de Licenciamiento Ambiental de acuerdo a porcentaje de sobreposición son: Caigua con 80 por ciento y Los Monos con 50 por ciento en el Parque Nacional del Área Protegida Aguaragüe. En estos dos ca-sos se propone el desarrollo de la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE).

Churumas con un 100 por ciento de so-breposición con el área protegida Tariquia, se convierte “en un verdadero factor de preocupación debido a la imposibilidad que presentaría en el proceso de Licenciamiento Ambiental de acuerdo a la coyuntura legal vigente”, señala la estatal petrolera.

A su vez el área Madidi correspondiente a YPFB Petroandina SAM se encuentra en un 90 por ciento de sobreposición con el área protegida Madidi, de alta biodiversidad y sensibilidad ecológica.

En el área Sécure se tiene 55 por ciento libre de sobreposición con área protegida, Chepite 75 y Chispani 85 por ciento, exento de esta problemática. Al sur se sobreponen en diferentes porcentajes al Área Protegida Aguaragüe, tanto al Parque Nacional como al Área de Manejo Integrado (ANMI), donde existe la posibilidad de ejecutar proyectos en esta última.

Sin embargo, se observa gran dificultad en efectuar actividades hidrocarburíferas en el Parque Nacional Aguarague, donde se ven afectadas las áreas Aguaragüe “Centro” con 30 por ciento, Aguaragüe Sur “A” con igual porcentaje y Aguaragüe Sur “B” con 40 por ciento. Además se presentan conflictos so-ciales que en la actualidad dificultan la rea-lización del proyecto Timboy X-2.

Por otro lado, según el análisis de YPFB, el bloque Azero está sobrepuesto en un 40 por ciento con el área protegida Iñau (Parque Nacional y Área de Manejo Integrado), consi-derada ambientalmente como área no tradi-cional por el hecho de que no se ejecutaron actividades hidrocarburíferas significativas, aunque cuenta con gran parte de estructuras de interés fuera del área de sobreposición.

A su vez “Madre de Dios”, área de inte-rés hidrocarburífero en actual convenio de estudio, se encuentra sobrepuesta al área protegida Manuripi, cuya creación data de 1973 y es considerada Reserva Nacional de

Según YPFB en Amboró Espejos Norte, Tuichi, Río Hondo y Chimoré I no se desarrollan tareas hidrocarburíferas por causa medioambiental y en Sara Boomerang I por oposición social.

zonAS DE inTERéS hiDRoCARBURíFERo SoBREPUESTAS A áREAS PRoTEGiDAS Y TC0’S

5 áreas en ‘Fuerza maYor’; se Frena la actividad Petrolera

Vida Silvestre Amazónica. En la actualidad no cuenta con planes de manejo, zonificación y evaluación ambiental estratégica.

El campo Sanandita tiene 90 por ciento de sobreposición en relación al área protegi-da Aguaragüe. Además existen pasivos am-bientales en la zona que deben ser restaura-dos mediante programas adecuados.

Por su parte la situación de las 56 áreas reservadas para YPFB no es crítica porque en su momento se realizó coordinaciones con las instancias respectivas, por lo que se elimi-

nó por parte del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el Ministerio de Medio Ambiente y Agua el área propuesta de Mosetenes por su sobreposición con el área protegida Isibo-ro Sécure.

De las restantes sólo cuatro presentan sobreposición con áreas protegidas, de acuerdo al informe oficial. Entre ellas están las áreas reservadas San Telmo y Astillero, que se ubican en el área protegida Tariquia. A su vez Camatindi y La Ceiba, en Aguaragüe; Isarsama en Carrasco y La Guardia en Lomas

de Arena.En el caso del área Sara Boomerang I

de la empresa YPFB Andina, paralizada por Fuerza Mayor, existe una posición intransi-gente de sindicatos y comunidades del área de influencia, que impidieron el ingreso de los equipos y maquinaria a la zona.

Si bien se obtuvo la licencia ambiental, ésta se encuentra en reprocesamiento y ree-valuación en base a resultados. Se redefinirá su ubicación o en su defecto se modificará la actividad. ▲

SoBREPoSiCión DE áREAS hiDRoCARBURíFERAS Y áREAS PRoTEGiDAS

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Imposibilidad de desarrollar actividades

Fuente: Elaboraxción YPFB en base a datos del SERNAP

Riesto muy alto Existe riesgo

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PoRCEnTAJE DE SoBREPoSiCión DE áREAS hiDRoCARBURíFERAS Y nAPioC’S

Nota: Sólo se consideraron en el gráfico las áreas que presentan un porcentaje de sobreposición mayor al 20%Fuente: Elaboración de YPFB en base a datos del INRA

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131 al 15 de octubre | 2011

Un nuevo hito fue marcado por YPFB Andina este mes de septiembre al cum-plir 10 años de aplicación de su Sistema de Gestión Ambiental (GSA por sus siglas en inglés) en sus operaciones, cuidando y preservando el medio ambiente.

“Cumplir 10 años de la vigencia del GSA es muy importante para YPFB Andina puesto que la certificación ISO 14001 no es un requisito legal, sino un compromiso voluntario y sostenible con la sociedad, los trabajadores y accionistas. El logro no es haber accedido a esta certificación en 2001, sino haberla mantenido por una década cumpliendo cada una de sus exi-gencias y generando compromisos de valor con el entorno”, afirmó Mario Arenas Aguado, gerente general de la compañía.

La aplicación de la ISO 14001 ha forta-lecido los estándares de calidad y medio ambiente, siendo parte fundamental de la cultura de seguridad y del sistema inte-grado de gestión vigente en la compañía que opera los campos del norte, centro y

sur del departamento de Santa Cruz. Roberto Mallea, gerente de medio

Ambiente, seguridad y calidad de YPFB Andina, recordó que en septiembre de 2001 la empresa Bureau Veritas Quality International extendió el primer certifica-do a YPFB Andina, validando la integrali-dad de su accionar en esta materia que vela por la aplicación de procedimientos orientados a prevenir afectaciones al me-dio ambiente y la salud.

“Contar con una ISO 14001, es de alta importancia en una industria como la pe-trolera porque ayuda a prevenir impactos negativos sobre el medio ambiente; evita multas, sanciones, pero además mejora la relación o imagen de la empresa frente a la comunidad”, explicó Mallea.

YPFB andina cumPlió 10 años de cuidado amBiental

ProPonen enviar recon a reFinería de argentina

Planta de Compresión Río Grande.

En un informe de la Gerencia Nacio-nal de Comercialización de YPFB dirigido a la Presidencia de la estatal y leído en re-unión de directorio de la corporación, se señala que con el fin de incrementar los beneficios por concepto de exportación de crudo reconstituido, se debe buscar un nuevo mercado para su comercialización.

En este sentido, se recomienda en-viar el producto a la refinería Refinor, en Campo Durán, norte de Argentina, para ser convertido en diésel para luego ser exportado nuevamente a Bolivia.

Este proceso, según el documento significaría un ahorro directo a YPFB de 24 mil dólares al mes por concepto de importación de diésel y por subvención de este producto.

En los cuadros presentados se detalla que actualmente por cada 12.580 barriles (bbl) de recon exportado se recibe un in-greso de $us 692.436,59 y un egreso de $us 799.918,35 por 700 metros cúbicos de diésel importado, haciendo una diferen-cia de $us 107.481,76

Sin embargo, si se utilizara los mis-mos volúmenes de recon y diésel, pero

haciendo la transacción con la refinería Refinor, el informe muestra que el ingre-so sería de $us 632.322,36 frente a $us 715.803,31 de egreso, dando un margen de $us 83.480,95.

“Se han encontrado mejores con-diciones de comercialización de crudo reconstituido que orientarán a generar ahorros significativos por concepto de importación de diésel”, señala el docu-mento.

También asegura que desde el inicio de la exportación de recon en el 2007 y a partir de la gestión 2011, YPFB cuenta con las mejores condiciones de precio de ex-portación de crudo reconstituido.

De acuerdo a la norma vigente, YPFB es el único autorizado para la compra de este producto en el mercado interno y su venta en el mercado externo.

La exportación de recon se realiza a precio internacional, que es superior al adquirido en el mercado interno, y es realizada en embarques con un volumen promedio de 300 mil bbl +/- 10% que está estipulado en los contratos de ex-portación. /EG

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: YPF

B An

dina

SA.

PETRÓLEO& GAS

14 1 al 15 de octubre | 2011

El RETRASo SE DEBió A DivERSoS ConTRATiEmPoS Como lA DEClARAToRiA DE DESiERTA DE lA PRimERA liCiTACión DE lA PlAnTA Y lA FAlTA DE PRovEEDoRES ACoRDES A lAS ExPECTATivAS “ “Gerardo Medina, responsable del proyecto Biodiésel del CIAT

ENERGíASALTERNATIVAS

La construcción, instalación, montaje y puesta en marcha de la planta piloto de biodiésel que impulsa el Centro de

Investigación Agrícola Tropical (CIAT) con fi-nes investigativos alcanzó un 70 por ciento de avance hasta inicios de este mes y se es-pera que la primera quincena de noviembre del presente año entre en funcionamiento, informó Gerardo Medina, responsable del Proyecto Biodiésel de este entidad.

La empresa que se adjudicó la fabrica-ción y montaje de la planta es Planagro SRL por un total de 402 mil bolivianos.

También se tiene previsto la adquisición y el equipamiento de un pequeño laborato-rio de control de calidad de materias primas y de productos dentro del proceso de pro-ducción.

La planta, que está ubicada en la Esta-ción Experimental de Saavedra (EEAS) a 62 kilómetros al norte de Santa Cruz, producirá aproximadamente 210 litros por día que al tener fines investigativos no serán comercia-lizados, sino que se utilizarán para desarrollar y difundir la tecnología de procesamiento y elaboración de biodiésel.

Para ello, Medina sostuvo que se tiene planificado probar el biodiésel en los equi-pos de pruebas y maquinarias pertenecien-tes al CIAT que funcionan con motores a diésel.

Señaló que para la producción se tiene previsto utilizar aceites vegetales de diversas especies que no comprometan la seguridad

alimentaria del departamento y del país.De esta manera se diversificará e incre-

mentará la oferta de material genético de especies alternativas para la producción de biodiésel.

Actualmente se trabaja en la investiga-ción de Jatropha curcas (piñón manso) para la selección de germoplasma, que transfe-rirá información técnica sobre el compor-tamiento de cultivos agroindustriales con potencial económico para el procesamiento y elaboración de biodiésel.

Por otro lado, consultado acerca del re-traso del proyecto, tomando en cuenta que la planta debía entrar en funcionamiento en octubre del año pasado, Medina afirmó que ocurrieron diversos contratiempos de orden interno y externo que no permitieron avan-zar en este emprendimiento. Entre ellos, mencionó la declaración de “desierta” en la primera licitación de la planta porque en su momento los proveedores no respondieron a las expectativas.

CIAT, 36 AÑOS DE SERVICIOEl Centro de Investigación Agrícola

Tropical (CIAT), es una institución pública dependiente de la Secretaria de Desarrollo Productivo del Gobierno Autónomo Depar-tamental de Santa Cruz.

Constituye el brazo técnico del Gobierno Departamental como puntal del desarrollo productivo regional y nacional en lo que res-pecta a la parte agrícola, pecuaria y forestal y en la generación, difusión de tecnologías, germoplasma mejorados para los pequeños medianos y grandes productores.

El CIAT trabaja ininterrumpidamente desde hace 36 años (creado en 1975). Es un referente departamental, nacional e in-ternacional en la investigación y difusión de tecnología en los rubros agropecuario y forestal. ▲

Estación experimental ubicada en Saavedra donde se realizan las investigaciones correspondientes para la producción de biodiésel.

La producción será de aproximadamente 210 litros por día, que serán utilizados con fines investigativos y para promocionar la tecnología de procesamiento y elaboración de biodiésel. El costo para la construcción de este complejo es de 402 mil bolivianos.

Planta exPerimental de Biodiésel en saavedra registra 70% de avance

SE ESPERA qUE EnTRE En FUnCionAmiEnTo A mEDiADoS DEl mES PRóximo

PROYECTO. La construcción de la plan-ta se enmarca en el proyecto “Investiga-ción para la Producción Sostenible de Biodiésel”, que tiene por objetivo bene-ficiar a la agroindustria.PRUEBAS. El biodiésel producido será probado en las maquinarias del CIAT.MUNDO. Según el instituto Brasileño de Petróleo, Alemania fue el mayor pro-ductor mundial de biodiésel en el 2010 con 2,6 millones de metros cúbicos.

PRoDUCTo PAR invESTiGAR

teXto: EDén gArcíA s.

151 al 15 de octubre | 2011

¿Cuáles son las principales tareas prio-ritarias que ejecutará Ademaf a nivel regional?

La Agencia tiene una misión específica que es el articular los trabajos de todas las entidades del gobierno nacional con sus políticas y proyectos orientada a estas zonas. La tarea principal es la articulación y en ese contexto entran los trabajos con los municipios y sectores sociales. A la vez queremos trabajar con la Gobernación de Santa Cruz y los empresarios cruceños que estén dispuestos a invertir en zonas tan importantes como son las fronterizas.

¿Cuáles son las principales deman-das de las organizaciones sociales y lo-cales identificadas en las comunidades fronterizas de la región cruceña?

Aquí estamos recibiendo deman-das de diferentes comunidades, que nos piden desde energía eléctrica, como la comunidad de San Agustín que esta por lo menos a unos 120 kilómetros de San Ignacio de Velasco, que actualmente esta-mos gestionando para llevarles un motor eléctrico.

Otro problema es el acceso a telefo-nía pública. Tenemos planeado para la se-gunda semana de octubre entregar este servicio en Puerto Gonzalo, Laguna Man-dioré y Laguna Uberaba, para resolver el tema de telefonía y tener comunicación con los puestos militares en nuestros pun-tos de control froterizos.

Ademaf, en su rol de mejorar la calidad de vida de la gente, está trabajando en distintas áreas elaborando una propues-ta para un plan estratégico de desarrollo integral para la región de la Chiquitania y el Chaco.

¿Cuáles son los proyectos enmarca-dos en el Plan Nacional de Desarrollo referidos a la industrialización de los recursos naturales y protección del me-dio ambiente?

Una de las tareas que tenemos es tra-bajar por el uso racional de los recursos na-turales y su protección correspondiente.

El año pasado Ademaf fue una de las instituciones que estuvo presente en la intervención de minas que estaban tra-bajando ilegalmente, entonces una de las tareas que se fijó fue evitar que salga por contrabando nuestro mineral, madera y combustible.

¿Qué aspectos se visualizan como los detonantes para que siga el contraban-do de combustibles en las fronteras?

La información que se maneja es que se ha frenado sustancialmente ese flagelo, es decir, la falta de combustible en la fron-tera. Hace meses atrás observé en Puerto Quijarro y Puerto Suárez enormes colas. Hoy no se encuentra estas filas por com-bustible, lo que demuestra en principio que la lucha contra el contrabando está surgiendo efecto, indudablemente toda-vía hay un camino amplio por recorrer.

¿Qué acciones se realizan y cuáles se proyectan en esta lucha contra el con-

trabando de combustibles?Estamos trabajando justamente para

coordinar y articular el trabajo con los organismos que son los directos respon-sables del control en frontera, como es Migración, Policía Nacional, y Fuerzas Ar-madas.

Con todos ellos seguiremos coordi-nando para buscar una salida integral en esta problemática. Actualmente los pun-tos de control al contrabando se realizan en Puerto Quijarro, San Matías y San José de Chiquitos.

¿Cuál es la situación actual de las minas intervenidas en el oriente bolivia-no?

Ese trabajo está en manos del Poder Judicial, que tiene que manifestarse por el destino de esa maquinaria. Consideramos que en vez de que esté incautada debe prestar alguna utilidad. Estos temas se en-cuentra en este momento en manos de las autoridades competentes.

En el tema del contrabando ilegal de minerales, aún no hemos realizado nin-gún tipo de control pero más adelante implementaremos otras medidas que nos permitan garantizar la legalidad de esta actividad.

¿Cuál es su evaluación sobre la co-

bertura eléctrica en las zonas fronteri-zas del departamento?

En el principio nuestras fronteras fue-ron olvidadas en todos los planos, no sólo en el tema de electricidad. Siempre se dijo y se creyó que las fronteras eran el último rincón de la patria.

Nosotros creemos que la frontera más bien es la puerta de entrada, por lo tanto no puede ser el patio trasero y desde aquí vamos impulsar el desarrollo con todas las organizaciones del Estado Plurinacional.

Las fronteras también son una opor-tunidad para montar centros energéticos que nos permitan vender energía eléctrica al exterior una vez que cubramos las nece-sidades de nuestra gente. ▲

MEDIOAMBIENTE

El nuevo director regional habló sobre las acciones que se ejecutan por el uso racional de los recursos naturales y el control contra el contrabando de combustibles en los puntos fronterizos.

JERGES mERCADo, DiRECToR ADEmAF - SAnTA CRUz

“se solucionó la Falta de comBustiBle en Frontera”

teXto: LizzEtt vArgAs o.

Jerges Mercado, director regional de Ademaf, Santa Cruz.

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: Rep

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16 1 al 15 de octubre | 2011

ESTE vUElo Con BioComBUSTiBlE SUPonE Un PASo En El ComPRomiSo DE REPSol Con lA moviliDAD SoSTEniBlE, imPUlSAnDo El DESARRollo DE BioCARBURAnTES DE SEGUnDA GEnERACión“ “Pedro Fernández Frial, director general de Downstream de Repsol

INTERNACIONAL

IBERIA. Tiene un Convenio con SENASA (Servicios y Estudios para la Navegación Aérea y la Seguridad Aeronáutica y Air-bus) donde participa con en un proyecto de investigación cuyo objetivo último es la producción de un biofuel a partir del

cultivo de microalgas.REPSOL. La compañía desarrolla distintas iniciativas de negocio en ámbitos como la bioenergía y las energías renovables apli-cadas al transporte, a través de su Unidad de Negocio de Nuevas Energías.

EmPRESAS imPUlSADoRAS

Primer vuelo del proyecto piloto “Vuelo Verde” en un Airbus A320 evitó la emisión a la atmósfera de 1.500 kilos de CO2. El combustible contiene un 25% de biocarburante de camelina y permite un ahorro de emisiones cercano al 20%.

El PRoYECTo PiloTo vUElo vERDE

iBeria Y rePsol concretan Primer “vuelo verde” con BiocomBustiBle

Iberia y Repsol realizaron el primer vuelo español propulsado con queroseno, con una mezcla del 25 por ciento de biocom-

bustible, un proyecto piloto que cubrió el tra-yecto entre Madrid y Barcelona, de acuerdo a un informe público de la petrolera hispana.

Durante el vuelo se consumió aproxima-damente unos 2.600 kilos de una mezcla de biocombustible de camelina y carburante JET A-1 convencional, que permitió un ahorro de cerca de 1.500 kilos de emisiones de CO2.

El vuelo se inscribe en el proyecto pilo-to Vuelo Verde, pionero en la industria de la aviación española, y forma parte también del plan estratégico de Iberia contra el cambio climático que, entre otras iniciativas, incluye su participación en diversos proyectos para la obtención de biocombustibles.

El proyecto también se enmarca en la es-trategia de Repsol en materia de responsabi-lidad corporativa y sostenibilidad, que ha sido calificada como líder mundial de su sector en los prestigiosos índices de sostenibilidad Dow Jones 2011.

El biocombustible fue suministrado por la sociedad mexicana Aeropuertos y Ser-vicios Auxiliares (ASA) y Repsol se encargó de la obtención, distribución y logística del

combustible, cuya formulación fue evaluada y acreditada por los investigadores de su cen-tro de tecnología, según el informe.

El biocombustible de segunda genera-ción utilizado en la prueba, es una mezcla realizada por ASA con Bioqueroseno Parafí-nico Sintetizado producido por Honeywell-UOP y evaluado y acreditado por Repsol en su Centro de Tecnología, que permite un ahorro de emisiones de gases de efecto in-vernadero cercano al 20 por ciento.

Iberia se ocupó de la planificación de los aspectos operativos del vuelo (avión, tripula-ción, programación, etc.) y, para la asistencia en tierra de este avión en Barajas, utilizó un coche eléctrico modelo iON de Peugeot.

El presidente de Iberia, Antonio Váz-quez, que viajó en el avión, destacó que el proyecto demuestra que este tipo de com-bustible es viable y señaló que los biocom-bustibles van a permitir que se vuele de forma más limpia y con menos emisiones de C02 a la atmósfera.

Por su parte, Fernández Frial, director ge-neral de Downstream de Repsol, señaló que este primer vuelo español con biocombusti-ble “supone un paso más en el compromiso de la compañía con la movilidad sostenible, impulsando el desarrollo de biocarburantes de segunda generación”. Añadió que “desde la Unidad de Nuevas Energías, Repsol con-tribuye a la visión de un futuro de la energía

teXto: rEDAcción cEntrAL

Un Airbus A320 de Iberia propulsado por biocombustible realizó con éxito el trayecto entre Madrid y Barcelona.

más diversificado y sostenible”.Tras el éxito de la prueba, ambas empre-

sas analizarán cómo continuar desarrollando

iniciativas conjuntas que les permitan avanzar en la investigación, desarrollo y utilización de biocombustibles en la aviación comercial. ▲

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: Rep

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171 al 15 de octubre | 2011

BREVES /AL CIERRE

PRESENTACIÓN. Los ejecutivos de la empresa Finning Bolivia y representantes de la línea CAT presentaron su nueva división usados Caterpillar con una diversidad de equipos y repuestos.

DIFUSIÓN. El pasado 29 de septiembre se realizó en Cochabamba la capacitación sobre Huella de Carbono y la Norma Boliviana ISO 14064 dirigido a auditores del Ibnorca.

FORO. La Asociación Iberoamericana de Centros de Investigación y Empresas de Telecomu-nicaciones – AHCIET y ENTEL S.A. AHCIET y ENTEL S.A. realizaron el IX Foro Iberoamericano AHCIET Móvil, que se desarrolló con éxito los días 6 y 7 de octubre, en el hotel Los Tajibos.

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mgr 4st: 5,4 mmcd; Planta cPF con 65% de avance

Técnicos de Repsol explicaron al vicepresidente de Operaciones de YPFB Mario Salazar (der) los trabajos realizados.

Repsol Bolivia culminó con éxito los trabajos de recompletación del pozo Mar-garita 4st (MGR 4st) para la instalación de su terminación definitiva y las pruebas permitieron obtener el mayor caudal de la cuenca subandina del país, con una pro-ducción de 5,4 millones de metros cúbicos diarios (MMMCD).

“Esto constituye un nuevo logro en el marco de la Fase 1 del desarrollo del Pro-yecto Margarita-Huacaya. El pozo MGR 4st fue perforado en el año 2004 y tiene una profundidad de 4000 metros, produce gas y condensado de la formación Huamam-pampa 1b.”, señló la compañía hispana.

El vicepresidente de Operaciones de YPFB, Mario Salazar, constató los resultados de la recompletación durante una visita al poz y destacó que el potencial de produc-ción permite asegurar la provisión de gas al mercado interno y al argentino, pudien-do cumplir los compromisos asumidos.

Los trabajos de recompletación del MGR 4st se iniciaron en diciembre de 2010 y para ellos se utilizaron tuberías de 7 pulgadas de diámetro que permiten la producción de altos caudales de gas y condensado sin riesgos de erosión.

El proceso de completación culminó con la operación de limpieza y prueba del pozo diseñada por los técnicos de Repsol

y con el equipamiento provisto por la em-presa Expro. La ejecución de esta prueba demandó la construcción de una fosa de quema especialmente diseñada con más de 50 x 60 metros de área y 25 metros de altura, y 8 líneas de 8 pulgadas como que-madores, la más grande construida en Bo-livia hasta la fecha.

Esta operación superó las expectati-vas planteadas originalmente y no sólo permitió corroborar la factibilidad técni-ca de producir al caudal comprometido en la Fase I, de 4 MMMCD de gas, sino que durante la prueba el pozo alcanzó una producción de 5,4 MMMCD, lo que lo convierte en el de mayor producción alcanzada en todos los campos produc-tores de la cuenca.

Entre tanto, la Fase I del proyecto CPF (Central Processing Facility), tiene un 65% de avance, en el campo Margarita, y ha puesto a la contratista española de Rep-sol, Técnicas Reunidas y a sus subcontra-tistas Kaiser-Inesco y Bolinter, en carrera contra el tiempo, para cumplir con el pla-zo fatal de puesta en marcha, en abril de 2012, según Paulino Noguera, de Repsol quien guió a Reporte Energía y un grupo de periodistas por las diferentes fases del proyecto, que permitirá procesar la pro-ducción de Margarita y Huacaya.

18 1 al 15 de octubre | 2011

c

con el ausPicio de

Europe Brent (dólar por barril)

con el ausPicio de

16 10,6594 1,1000 0,9925 3,9830 12,80 15500,00 142,24 39,9700 1778,0019 10,2693 1,0523 0,9491 3,8168 40,4600 1817,00 20 10,4871 1,0560 0,9471 3,8088 39,1800 1792,0021 10,2739 1,0249 0,9260 3,7285 12,80 15500,00 142,24 40,2500 1810,2522 9,1399 0,9820 0,8988 3,5335 37,8500 1765,5023 8,6613 0,9276 0,8804 3,3022 12,80 15600,00 142,24 32,9000 1730,00 26 9,4325 0,9036 0,8428 3,2772 28,1600 1615,0027 9,7522 0,9117 0,8641 3,4142 33,5000 1671,0028 9,6162 0,9208 0,8700 3,3634 12,70 15600,00 142,24 31,0400 1655,0029 9,3440 0,9095 0,8482 3,1638 30,1900 1620,00 30 9,4551 0,9344 0,8639 3,2346 12,60 15600,00 142,24 30,4500 1629,00

PRECioS DiARioS - mETAl BUllETin (DEl 16 Al 30 DE SEPTiEmBRE 2011)

oRo

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PlATA CoBRE zinC

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

Fuente: CNDC

CoTizACión oFiCiAl DE minERAlES

CRE - Santa Cruz 404.8 404.8 404.8 404.8 404.8 404.8 404.8 404.8 404.8 404.8ELECTROPAZ - La Paz 265.0 265.0 266.0 266.0 266,0 266.0 266,0 266.0 266.0 266.0ELFEC - Cochabamba 171.2 171.2 171.2 171.2 171,2 171,2 171,2 171,2 171,2 171,2ELFEC - Chimoré 9.7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7ELFEO - Oruro 50.4 50.4 50.4 50.4 51,3 51,9 51,9 51,9 51,9 51,9ELFEO - Catavi 17.4 17,4 17,4 17,4 17,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4CESSA - Sucre 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5SEPSA - Potosí 37.9 37,9 37,9 37,9 38,3 38,3 38,3 38,3 38,3 38,3SEPSA - Punutuma 7.3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3SEPSA - Atocha 10.9 10,9 10,9 10,9 10,9 10,9 10,9 10,9 10,9 10,9SEPSA - Don Diego 5.7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7ENDE - Varios (2) 15.3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3SAN CRISTOBAL - C, No Reg, 51.4 51,4 51,4 51,4 51,4 51,4 51,4 51,4 51,4 51,4Otros - C, No Regulados 15.2 15,2 15,2 15,2 15,4 15,0 15,2 15,2 15,2 15,2Varios (1) 2.1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,0 2,1 2,1 2,1TOTALES 1,052.3 1.052,3 1.052,3 1,052.3 1,052.3 1.052,0 1.0452,3 1.052,3 1.052,0 1.052,3

DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA EN Mw (del 16 al 30-09-2011) GENERACIÓN MÁXIMA DIARIA EN Mw 18 19 20 21 22 25 26 27 28 29

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

Cushing, OK wTI Spot Price FOB

(Dollars per Barrel)

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars

per Barrel)

Fecha

1913182317931763173317031673164316131583

41, 4 0 39,9038,4036,9035,4033,9032,4030,9029,4027,90

4,013,913,813,713,613,513,413,313,213,11

1,031,010,970,950,930,910,890,870,850,83

16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30días días días días

16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30 16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30 16 19 20 21 22 23 26 27 28 29 30

sep 14, 2011 88,91 113,1sep 15, 2011 89,4 116,71sep 16, 2011 89,4 116,26sep 19, 2011 85,7 112,89sep 20, 2011 86,92 114,39sep 21, 2011 85,77 114,26sep 22, 2011 80,29 109,21sep 23, 2011 80,29 109,17sep 26, 2011 79,97 107,9sep 27, 2011 84,18 109,54sep 28, 2011 80,94 108,52sep 29, 2011 81,87 107,08sep 30, 2011 81,87 105,42

ElECTRiCiDAD

minERíA

hiDRoCARBURoS

2011Dia Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep 1 1.018,7 1.027,5 995,9 803,1 1.033,1 1.014,8 988,0 1.059,52 1.035,6 1.042,2 914,7 875,9 1.029,6 909,7 1.009,9 1.073,23 995,6 1.030,2 879,7 976,7 1.027,9 876,4 1.019,3 1.011,04 1.017,3 990,7 1.045,8 1.008,7 966,8 998,4 1.024,7 987,65 945,3 900,7 1.052,7 1.024,8 889,0 1.013,8 1.001,5 1.068,26 895,9 845,5 1.070,6 1.039,1 1.003,2 1.019,8 886,7 1.081,77 1.005,3 863,9 1.073,7 969,9 1.021,7 999,9 911,6 1.101,28 1.005,1 861,0 1.061,2 938,9 1.034,1 1.019,3 1.024,8 1.048,49 1.014,7 997,1 980,7 1.065,9 1.024,0 961,7 1.049,3 1.034,410 1.013,2 1.017,5 931,1 1.080,7 995,0 895,5 1.031,8 988,011 993,2 1.041,9 1.056,1 1.078,3 908,8 1.034,1 1.032,3 944,412 932,6 962,6 1.043,1 1.052,5 865,3 1.045,4 1.022,5 1.066,413 882,7 849,2 1.070,1 1.062,1 984,4 1.042,5 1.011,7 1.076,914 1.009,3 942,9 1.077,7 980,6 985,8 1.042,3 943,6 1.088,815 990,4 985,3 1.081,7 889,6 1.013,3 1.045,3 1.068,1 1.104,516 1.009,5 1.001,1 1.001,0 1.023,5 1.039,8 962,2 1.041,8 1.103,317 1.023,5 1.020,8 919,3 1.026,2 1.030,8 904,4 1.090,3 1.025,918 982,4 957,8 1.056,8 996,7 970,0 1.018,4 1.102,0 929,719 934,9 891,9 1.064,4 1.009,0 924,7 1.018,6 1.035,6 1,062.820 903,8 925,2 1.078,4 1.012,8 1.045,3 1.029,1 935,3 1,061.821 1.022,3 1.056,1 1.022,0 976,2 1.005,6 1.010,3 910,8 1,088.022 1.032,2 1.084,1 879,7 935,6 1.023,1 1.024,0 1.015,9 1,093.623 1.012,3 1.079,4 955,3 1.039,8 898,3 969,0 1.038,3 1,080.824 972,5 1.052,2 889,5 1.044,0 989,0 921,7 1.046,3 970.825 986,7 1.034,9 1.042,1 1.024,8 922,9 1.017,9 1.057,6 952.226 941,6 936,5 1.056,8 1.020,3 878,7 1.013,5 1.060,0 1,084.127 889,0 842,1 1.062,8 990,2 995,8 1.036,5 1.019,2 1,093.528 1.009,2 937,1 1.063,3 934,5 1.008,9 1.048,1 978,9 1,035.229 970,4 1.026,9 906,2 1.028,9 1.036,2 1.082,4 1,052.230 1.001,0 910,0 1.022,6 1.012,6 939,8 1.073,5 1,098.431 1.021,1 1.024,8 876,6 1.059,5 Max. 1.035,6 1.084,1 1.081,7 1.080,7 1.045,3 1.048,1 1.102,0 1.104,5

DíAS

ENERGÍA DIARIA INYECTADA EN Mw (del 16 al 30-09-2011)mW

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

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

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

16.000,0

14.000,0

12.000,0

10.000,0

8.000,0

6.000,0

4.000,0

2.000,0

0,016

14643,913830,1

11961,112621,3 12618,1 12694,2 13325,4 13314,3

11433,5

9672,3

12160,6

5162,94771,3 3649,3

5373,36000,3 6421,4 6246,8 6109,7

5494 6066,9 6500,37047,6 7031 6851,1 6596,5

12463 12346,2 12501,9 13195,5

Termoeléctrica

hidroeléctrica

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

ESTADíSTICAS

TARIJA16, 17 y 18de Noviembre

2011Centro de

ConvencionesLos Parrales

Organizan:

INSTITUTO PARA LA EXCELENCIA EN LOS NEGOCIOS DEL GAS,ENERGIA E HIDROCARBUROS

Su Gran Compañía en Distribución Industrial

Registro: www.figas.org

PROGRAMA

GAS y ENERGÍA: Nuevas Tecnologías, Investigación, Servicios e innovación

DIA 1 (16/11/11)

15:00-18:00 Acreditación – registro participantes y prensa

16:00-20:00 Apertura de la expo�gas-tecnología para la industria energética

20:00-21:00 Acto inaugural – cóctel inaugural (autoridades e invitados especiales)1. Presentación del III FIGAS a cargo del Comisario General Miguel Zabala Bishop2. Bienvenida a la Ciudad y reconocimiento a los visitantes extranjeros, a cargo del Presidente del H. Concejo Municipal, Rodrigo Paz Pereira3. Palabras del Señor Gobernador de Tarija, Lino Condori 4. Inauguración oficial a cargo del Presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga*

DIA 2 (17/11/11)

07:30-08:30 Acreditación – registro participantes y prensa

08:15 Apertura del foro – bienvenida e introduc-ción metodológica

Panel: investigación, gestión y tecnologías en la industria del gas Moderador: Fernando Vincenti, ex - ministro de Hidrocarbu-ros, Pdte. Directorio YPFB Transporte(Modalidad: Exposición y análisis temático. Debate final y conclusiones)Analistas: Carlos Delius, Presidente CBHE; Carlos Sánchez, Presidente, Sociedad de Ingenieros Petroleros de Bolivia (SPE)

08:30 Ypfb corporación y los desafíos del presente*

Carlos Villegas Quiroga, Presidente YPFB Corporación

09:15 Los desafíos de las empresas de servicios frente a la competencia globalEnrique Menacho, presidente Bolinter, Bolivia

10:00 Refrigerio auspiciado

10:30 I+D Una actividad clave dentro de la cadena de valor de gas natural Calogero Migliore, Centro de Tecnología de Repsol (CTR) Madrid, España

11:00 La visión energética del sur bolivianoDino Beltrán, Secretario de Hidrocarburos, Gobernación de Tarija

13:15 Almuerzo auspiciadoPanel: soluciones y perspectivas del mercado energéticoModerador: Boris Gómez Úzqueda, Asesor Comité Técnico FIGASAnalistas: Miguel Pradel, Gerente General, YPFB Petroandina S.A.; Orlando Vaca, Gerente General, BG Bolivia*

14:30 Transporte on-shore de GNL a pequeña escalaFiras Hays, Indox Cryo Energy, Cataluña, España

15:00 Ilusión o realidad del Shale Gas en Latino-américaExperto por confirmar, Schlumberger

16:00 Seguridad de cumplimiento de entrega en el transporte de gas naturalKathya Diedrich, Presidente y Gerente General de Gas Trans-boliviano S.A.

16:35 Refrigerio auspiciado

16:45-17:30 Taller simultáneo (Salón “La Cava”)Cupos limitadosModerador: Danilo Franulic, Director del CIDEA y Asesor del FIGAS Tributos y �scalidad en los negocios de hidro-carburosMarcos Simon, Consultor Jurídico tributario

16:35 Visita o�cial y cali�cación stands expo�gas

17:00 Mesa de trabajo

Electricidad: los paradigmas de la seguridad energética para boliviaModeración de la Mesa de Trabajo: Miguel Aramayo,* BOCIER(Modalidad: Ponencia principal de 30 minutos y debate de analistas expertos)Ponencia principal: Mario Rojas, Presidente Cámara Boliviana de ElectricidadRoberto Peredo, Vice Ministro de Electricidad y Energías AlternativasNelson Caballero, Gerente General, ENDE CorporaciónAnalistas: Hugo Villarroel, Gerente General, ENDE Andina. Mauri-cio Valdéz, Gerente General Electropaz.Rafael Alarcón, Director, Carrera de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, UMSS.Orlando Pérez, Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE).

18:00 Conclusiones de la mesa

19:30 Traslado hotel-sede hacia noche chapaca

20:00 Noche chapacaConfraternización sujeta a programa especial (Sólo para participantes acreditados)

DIA 3 (18/11/10)

07:45-08:45 Desayuno auspiciado / confraterniza-ción con la prensaPanel: estrategias y proyectos hidrocarburíferos Moderación del Panel: Christian Inchauste, Gerente General, YPFB TransporteAnalistas: Alvaro Ríos (ex ministro de hidrocarburos, socio director Gas Energy Latam); Bernardo Prado, director HidrocarburosBolivia.com; Germán Nuñez A., Decano, Facultad de Ciencias Geológicas, UMSA*

08:45 Visión Estratégica: Gas natural y líquidos en los escenarios interno y externo Héctor García, Director, Resources Energy Consulting, Argentina

09:15 Retos exploratorios de YPFB AndinaMario Arenas, Gerente General de YPFB Andina S.A.

09:45 Margarita y Huacaya: Asegurando la provisión de gas para del mercadoJorge Ciacciarelli, Gerente General, Repsol Bolivia S.A.

10:15 Tecnología e investigación para una gestión e�ciente y competitiva Fernando Vieira Castellões, Gerente de Investigación y Desarrollo de Gas, Energía y Gas-química, Petrobras, Brasil

10:15 Refrigerio auspiciado

Panel: Fiscalización, recursos y capital humanoModerador: Pedro Torquemada, Gerente General, YPFB ChacoAnalistas: Mauricio Mariaca, Gerente de Relaciones Externas, Repsol Bolivia; Yussef Akly, vocero Cámara Boliviana de Hidrocar-buros y Energía

10:30 Capacitación del capital humano en la indus-tria de la energíaMarcías J. Martínez, Venezuela

11:00 Nuevas metodologías de certi�cación de reservas hidrocarburíferasJuan José Sosa, Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación

11:30 Centro Nacional de Medición de Hidrocarbu-ros: Información, Tecnología y transparenciaLuis Alberto Sánchez, Gerente General, CNMH

12:00 Lectura de conclusiones y clausura

12:15 Discurso de clausuraIng. José Luis Gutierrez, Ministro de Hidrocarburos y Energía*

12:35 Almuerzo AUSPICIADO y Premiación de los mejores stands de la EXPOFIGAS

Acto de cierre del 3er FIGAS y lanzamiento del4to FIGAS (2012)*Sujeto a confirmación. (Este programa está sujeto a cambios de último momento).