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Con tres rondas de licitación atrajo a los grandes players del mundo, asegurando un importante flujo de inversión externa en hidrocarburos para los proximos años.

Crecieron volúmenes de producción del fluido, se puso en marcha obras de in-fraestructura y se adjudicó proyecto de Urea. La exploración sigue rezagada.

Se marcó un hito para las energías alter-nativas de América Latina, puesto que se sentaron las bases para ejecutar proyectos de generación que llegan a 1.000 MW.

La caída del valor del oro, plata y esta-ño en el mercado internacional, puso en aprietos a la industria de los países de la región que comercializan estos metales.

brasil el ‘imán’petrolero regional

bolivia consolida ‘despegue’ gasífero

nota alta para laenergía renovable

alerta por precios bajos de minerales

www.reporteenergia.com

Diciembre 2013 - Enero 2014

ISSN 2070-9218

INFORMACIóN ENERGéTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

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robablemente el 2013 sea considerado como un año atípico en materia de inversión y desarrollo de la indus-tria hidrocarburífera y energética en Bolivia, ya que tuvimos la consolidación del mega proyecto Margarita en su segunda fase, así como el impulso a las plantas de separación de líquidos y los nuevos contratos pe-troleros. Es de destacar que después de más de cinco años de negociaciones con YPFB, finalmente se lanzó el pro-yecto Azero liderado por la francesa Total en sociedad con la rusa Gazprom, y un compromiso de inversión de unos 130 millones de dólares, generando expectativa por el potencial exploratorio del bloque y la expe-riencia de ambas socias. Al arrancar el año, seguimos escuchando el discurso oficial anunciando una nueva ley, tanto para hidrocar-buros como para el sector eléctrico, sin que hasta el cierre de este resumen anual ambas normas hubieran sido promulgadas, desconociéndose además el avance en su elaboración, a pesar del reclamo de analistas, departamentos productores y la industria en general, para que ello ocurra. Sin embargo, se han firmado nuevos contratos de Servicios Petroleros de Exploración y Explotación en las Áreas Reservadas para Yacimientos YPFB, Cedro, Huacareta, El Dorado Oeste, San Miguel e Isarsama con las empresas YPFB Chaco, BG Bolivia Corporation y Petrobras Bolivia en bloques de áreas tradicionales y no tradicionales, como Lliquimuni, en el marco de la Ley 3058 vigente. A esto se suma la falta de una nueva certificación de reservas, aunque el anuncio de la misma se repitió a lo largo del año a través de los respon-sables, por lo que se espera que sea lanzada la licitación para la contratación de una empresa certificadora en algún momento del 2014. Quizás lo atípico no ha sido el crecimiento de la producción en relación al año anterior, sino el inicio madru-gador del análisis y la negociación con Brasil para la renovación del contrato de compra venta de gas natural que concluye el 2019. Este análisis viene acompañando a las tres rondas de licitación internacional lanzadas por la ANP brasilera este año para bloques en el Pre-sal, con resultados altamente positivos y en el que los

grandes players se hicieron presentes con importantes compromisos de inversión, lo que le cambia el perfil al principal mercado de exportación de gas natural bo-liviano y por lo tanto su posición negociadora en los años previos a la conclusión del contrato.En el presente Reporte 2013, debemos destacar el aná-lisis de algunos expertos de la región, principalmente Perú y Brasil. El primero, afectado por la lentitud en los procesos de aprobación de licencias y la consulta pre-

via y el segundo con alta inversión en la industria, enfocada especialmente en el desarrollo de las reservas costa afuera del Pre-sal.En síntesis, este fue un año puente que debe llevar a decisiones importantes en 2014, tanto en Bolivia como en el resto de la región.Gracias por seguirnos durante la gestión que concluye y auguramos un año informativo del más alto nivel y con sorpresas para nuestros más fieles lectores. ▲

Año Atípicostaff

directorMiguel Zabala Bishop

Redacción

jefe de redacción Franco García

periodistas Lizzett Vargas Edén García

reportajes especialesCristina Chilo

redes socialesDoria Añez

PRoducción

diseño y diagramaciónDavid Durán Rodríguez

administRación

gerente general Branko Zabala

gerente administrativa Ema Peris

gerente comercialKathia Mendoza

gerente de marketingLauren Montenegro

Reporte Energía es una publicación de Reporte Energía S.R.L.

Calle “I”-Este, No. 175, Equipetrol NorteTel./Fax +591 3 3415941

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Diciembre 2013/Enero 2014Santa Cruz, Bolivia

REPORTE 2013es un producto de

En síntesis, este fue un año puente que debe llevar a decisiones importantes en 2014, tan-to en Bolivia como en el resto de la región.

Redujo su valor de 1.681 a 1.321 dólares la onza troy entre enero y septiembre de 2013, de acuerdo a la cotización de la Bolsa de Metales de Metales de Londres.

Analistas consultados consideran que los proyectos establecidos en este plan eléctrico deben cumplirse en los plazos y costos establecidos.

Alcanzó la meta de 1 MM de B/D de crudo, es atractiva a la inversión, tiene una acti-vidad exploratoria importante y apunta a la producción costa afuera y no convencional.

El Gobierno trabajó en el 2013 en la realización de un decreto que norme el ingreso a estas áreas y en el conocimiento de experiencias similares en otros países.

cae precio del oro Eficiencia para cumplir poES colombia con reto offshore perforación en áreas protegidas

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Con tres rondas de licitación atrajo a los grandes players del mundo, asegurando un importante flujo de inversión externa en hidrocarburos para los proximos años.

Crecieron volúmenes de producción del fluido, se puso en marcha obras de in-fraestructura y se adjudicó proyecto de Urea. La exploración sigue rezagada.

Se marcó un hito para las energías alter-nativas de América Latina, puesto que se sentaron las bases para ejecutar proyectos de generación que llegan a 1.000 MW.

La caída del valor del oro, plata y esta-ño en el mercado internacional, puso en aprietos a la industria de los países de la región que comercializan estos metales.

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Miguel Zabala BishopDirector

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amos a decir en general que el sec-tor hidrocarburos se encuentra en un buen momento en el país. Fruto de ello son los volúmenes de produc-ción y exportación, el cumplimiento del mercado interno y externo y los procesos de construcción de las plan-tas de separación. Además se eviden-cia el inicio de la industrialización en forma real con la Planta de Amoniaco Urea en Bulo Bulo y otros planes de industrialización, que están a nivel de proyectos, pero que se van a cumplir hasta el 2025.

Evidentemente el tema de ex-ploración es el tema más crítico, el que requiere mayor atención de los técnicos, autoridades y la población en general porque esta actividad se efectúa para descubrir hidrocarbu-ros, que se transformarán luego en recursos económicos para el país.

En este marco se tienen 41 con-tratos de operación, 12 contratos que están siendo aprobados por la Asam-

blea Le-gislativa P lu r ina -cional y otros que se en-cuentran en nego-c i a c ión ,

áreas importantes en el sur y en la parte central del país. Existen conve-nios de estudios, planes de adquisi-ción sísmica y planes de geología; es decir, estamos viviendo un repunte de la exploración.

Lo que sí tenemos que hacer es un seguimiento al trabajo, a este avance, para que precisamente los resultados de estas labores explo-ratorias en estas nuevas áreas sean continuos y entren a tiempo a los programas de trabajo, de desarrollo y producción de los campos que están actualmente activos, especialmente de los megacampos: San Alberto, Sábalo, Margarita, Huacaya, Aquio e Incahuasi, y otros campos menores que son importantes y que suman volumen a las reservas.

Estamos cumpliendo esa meta. Hay que hacer seguimiento, elaborar reglamentaciones y una nueva ley que facilite y agilice los trabajos, ade-más de ver el tema ambiental.Para

eso estamos los servidores públicos para cumplir con nuestra función.

En el tema de reservas como todo recurso no renovable, al des-cubrirse y sacarse a la superficie para comercializarlo se agota, es un pro-ceso normal que sucede en cualquier país. Lo que tenemos que pensar es reponer las mismas y descubrir nue-vas.

El presidente de YPFB Carlos Vi-llegas dijo en el Encuentro Sobera-nía Hidrocarburífera que con lo que tenemos actualmente llegamos al 2023. Este análisis lógicamente está en función de los volúmenes de pro-

ducción, de las solicitudes que existe, de los compromisos del mercado in-terno y externo. Esto no quiere decir que sea justo en esa fecha, puede ser un año más o un año menos, pero hay que considerar ese tiempo como un punto de vista importante para definir la ruta a seguir.

Y eso es lo que se está hacien-do. Es posible que en algunos años, exista alguna falencia en los volúme-nes de producción, pero para eso se está desarrollando los campos. Por eso es fundamental el seguimiento al trabajo de desarrollo de los campos actuales.

Al margen de la etapa de explo-ración, hay proyectos importantes como el pozo Timboy en el Agua-ragüe, que puede descubrir nuevas reservas. Si en este campo se halla gas y condensado en dos o tres años puede incorporarse como campo productor y brindar mayor seguridad de reservas más allá del 2023.

La exploración es una actividad continua, no puede ser descuidada en ningún momento porque el tema es crítico. No se hace en poco tiem-po, dura de cinco a 10 años. A veces hay que hacer uno o dos pozos para descubrir un campo.

Hemos tenido mucha suerte en el sur del país sobre todo en los pri-meros pozos que fueron exitosos. Sin embargo, cada vez las estructu-ras son más complejas y difíciles y se requiere más trabajo e inversión. La exploración es cara y por ende los trabajos tienen que hacerse adecua-damente, con toda la tecnología de punta para tener un buen proyecto exploratorio y disminuir el riesgo en lo posible. ▲

‘EL pAíS REpuntA En LA ExpLoRAciónhiDRocARBuRíFERA’

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Este artículo es una transcripción de declaraciones del vi-ceministro de Exploración y Explotación a Reporte Energía.*

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EDuARDo ALARcón,VicEMiniStRo DE E&E*

Según la autoridad dependiente del MhE, es fundamental monitorear la labor de exploración en busca de reponer e incrementar reservas.

YpFB corporación estima 5,75 MM de barriles de petróleo y 0,7 tcF de gas natural en el pozo timboy-x2.

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olivia ha experimentado un nuevo ré-cord en cuanto a volumen de inversio-nes que superan los 2 mil millones de dólares solamente en el sector hidro-carburos y en el área eléctrica un monto menor. Esto refleja una nueva dinámica, como no se ha visto en otros años y muestra el impulso que dio el Gobierno para que distintos proyectos energéti-cos se materialicen.

Eso significa evidentemente que los equipos de las instituciones y mi-nisterios desdoblen esfuerzos, también representa riesgos inminentes, porque cuando hay una actividad relacionada a los recursos naturales se genera alta

sensibilidad ambiental y socio ambien-tal, que afortunadamente se ha ido ma-nejando de manera responsable, con-forme a lo que establece la normativa.

Este año estaríamos cerrando entre 10 y 11 procesos de consulta y participa-ción, lo que significa viabilizar en térmi-nos monetarios una cantidad superior a mil millones de dólares solamente en inversión en el sector hidrocarburos. Esto forma parte de la dinámica de este proceso, que esperamos se siga mante-niendo en el próximo año. Hay nuevos contratos y eso significa estar prepara-do para los desafíos

Por otro lado un componente im-

portante producto de la Agenda Patrió-tica del Bicentenario es el elemento del fortalecimiento de nuestras institucio-nes, del rol del Ministerio de Hidrocar-buros y Energía en materia de políticas públicas, de las empresas que están a cargo de estos proyectos importantes para el país a la cabeza de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y final-mente una actividad de fiscalización y transparencia sobre el manejo de los re-cursos económicos, con una rendición de cuentas hacia la sociedad civil.

* Este artículo es una transcripción de declaraciones del viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia a RE. ▲

conSuLtA Y pARticipAción ViABiLiZARon MáS DE $uS 1 MiL MiLLonES Franklin Molina, viceministro de Desarrollo

Energético de Bolivia*

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PFB Andina participó en el 2013 en las entregas de gas natural que efectuó YPFB Corporación a Energía Argenti-na (Enarsa), en el marco del contrato interrumpible, habiendo cumplido satisfactoriamente este objetivo, por lo que solicitó se le incluya de mane-ra permanente como proveedor del fluido para este mercado, tomando en cuenta que cuenta con un excedente de producción.

“Desde el 2012 venimos cumplien-do los acuerdos de entrega suscritos con Casa Matriz, incluso la mayor dis-ponibilidad de producción nos ha permitido cubrir otros mercados ini-cialmente interrumpibles como el de Enarsa, el cual pretendemos que se nos asigne en firme”, afirmó el presidente ejecutivo de YPFB Andina, Jorge Ortiz Paucara, según su revista institucional correspondiente al mes de noviembre de la pasada gestión.

Según datos de la Gerencia de Co-mercialización de la compañía, entre enero y agosto de 2013, la producción de los campos operados se incremen-tó en 24,3% al pasar de 164,99 a 205,06 MMpcd.

El incremento de los 40 MMpcd permitió superar los volúmenes de producción comprometidos y esta-blecidos en los Planes de Trabajo y Presupuesto (PTP) aprobados por YPFB y participar en el mercado argentino, con precios superiores a los del mer-cado brasileño GSA (acuerdo de sumi-nistro de gas con Brasil), “generando importantes ingresos para la empresa”.

La participación promedio men-sual de producción de gas natural de los campos operados de YPFB Andi-na respecto a la producción nacional entregada a YPFB pasó de 8,9 a 9,9 hasta agosto de 2013, alcanzando los mismos niveles de YPFB Chaco. Si se considera la producción de campos no operados, YPFB Andina consolida una participación del 34,74% en la produc-ción total del país.

Con una proyección de demanda promedio de 31,5 millones de me-tros cúbicos diarios de gas natural (MMmcd) para el mercado brasileño en el tercer cuatrimestre de 2013, se estima que la asignación de entregas de gas tanto para el mercado interno como para el GSA llegaría a 170 MMpcd para la empresa.

Siendo que la capacidad de entre-ga de la compañía se halla por encima de los volúmenes comprometidos, el excedente de poco más de 40 MMpcd se destinará al mercado argentino o a cualquier otro requerimiento adicional de mercado por parte de YPFB.

Finalmente, Ortiz explicó que la tendencia de incremento de los vo-lúmenes de producción continuará en los campos del Área Norte y de Río Grande, estimándose una proyec-ción de entregas superiores a los 215 MMpcd para la gestión 2014. ▲

YpFB AnDinAincuRSionó En ELMERcADo GASíFERo ARGEntino

La subsidiaria de YpFB corporación espera que las en-tregas del energéti-co, según contrato vigente con Enarsa, pasen de interrumpi-bles a una asignación en firme.

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los hitos institucionales

RGD -87 D.- La perforación tenía el objetivo de confirmar el potencial del reservorio Iquiri-1. Se prevé un incremento de más de 100 billones de pies cúbicos a las reservas de Río Grande, campo que superará la producción de 65 MMpcd.

Pozo SIR-5.- En dos meses, y con una inversión que no superó los $us 3 millones, la compañía habilitó el pozo SIR-5, que estaba ya cerrado, con una producción promedio de 4.4 MMpcd y 90 BPD de condensado; volúmenes que ingresaron al mercado de exportación y que representan un 40% de incremento de producción del campo Sirari.

Boquerón y Sirari.- Ante la suba en la producción de los campos que YPFB Andina explota en el norte de Santa Cruz, se construyó un gasoducto de 6” con un extensión de 7,7 km entre los cam-pos Boquerón y Sirari.

Corresponde a los $us 62.6 MM invertidos hasta julio de 2013.

Hasta agosto de 2013 se obtuvo 205,06 MMpcd de produc-ción de gas.

El aporte de impues-tos de la compañía creció en más del 20% en la última gestión.

de ejecuciónde inversión

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La producción de los campos operados se incrementó en 24,3% al pasar de 164,99 a 205,06 MMpcd de gas natural.


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na modificación trascendental de la acti-vidad que desarrolla Gas TransBoliviano (GTB) en la cadena de hidrocarburos está en puertas. La compañía que transporta gas natural de Bolivia hacia Brasil analiza, junto a YPFB Corporación, de la que es afiliada, su nuevo rol en esta industria, re-veló el presidente de su directorio, San-tiago Sologuren a Reporte Energía.

Entre las opciones que se estudian figuran la de participar en algún seg-mento de la industrialización del gas natural, como por ejemplo la produc-ción de plásticos, pero también se ba-rajan otras alternativas en este rubro. Así mismo existe interés en formar parte del negocio de la venta de gas natural a Argentina.

“La empresa está en proceso de rees-tructuración, de mirar hacia sí misma, al país y proponer que es lo que puede ha-cer para el bien de los hidrocarburos en Bolivia. Se trata simplemente de un aná-lisis, no tenemos nada definido. Se está viendo diferentes posibilidades, pero en última instancia quien tiene que definir es YPFB Corporación”, aclaró Sologuren.

Una de las principales razones por las que GTB estudia añadir otras funcio-nes a su principal actividad, que consiste en transportar gas natural, es que cuenta con una utilidad neta anual que oscila entre $us 50 millones a $us 60 millones y su rentabilidad creció tras haberse paga-do la totalidad del costo del Gasoducto Bolivia – Brasil (Gasbol), por lo que cuen-ta con los excedentes suficientes para emprender otros negocios.

Gas TransBoliviano es la empresa filial de YPFB que opera el sistema de

GtB MiRA A ARGEntinA Y A LA inDuStRiALiZAción

El cruce Dirigido Río Grande fue una de las obras más importantes de mantenimiento del Gasoducto Bolivia -Brasil de los últimos años.

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una de las princi-pales razones para añadir otras acti-vidades a la actual es que cuenta con una utilidad neta anual que oscila entre $us 50 MM a $us 60 MM.

Opinión

‘hay que vender menos gas a Brasil’

Santiago Sologuren, presidente de GtB SA

El objetivo principal de la nacionalización es que la gran riqueza de los hidrocarburos debe ser para los bolivianos. En un momento había que capitalizar-

se (algo más de una década), y se tuvo que apostar por vender gas natural, pero ahora se debe avanzar en reducir paulatinamente esa comercialización.

Por ejemplo Korea, no tiene gas y tiene que comprarlo, pero es uno de los líderes del mundo en su industrialización.

Con Brasil el 2019 se definen varias cosas. Estamos próximos a esa fecha y en mi opinión hay que ir haciéndole ver a Brasil que ya no vamos a venderle tanto como ahora.

Se le venderá dos tercios, luego se disminuirá a un tercio y lue-go nosotros debemos hacer petroquímica con ese gas. Así vamos a ganar muchísimo más, pero Brasil debe saber eso. Argentina tam-bién. En una primera etapa era importante vender, nos estábamos capitalizando, ahora quizás debemos vender un tiempo más, pero después no.

transporte de gas natural de Bolivia a Brasil. El gasoducto comienza en la Esta-ción de Medición de Río Grande, próxi-ma a Santa Cruz de la Sierra y atraviesa las provincias Cordillera y Germán Busch hasta llegar a la frontera con Brasil, en la Estación de Medición Mutún.

Para transportar el fluido la empresa cuenta con cuatro estaciones de com-presión y dos de medición. El sistema de transporte que inició su operación en julio de 1999 tiene 557 kilómetros de longitud y un ducto de acero de 32

pulgadas de diámetro, con capacidad de entrega en frontera de 32,85 millones de metros cúbicos diarios. Fue construido en cumplimiento a la legislación bolivia-na, las normas ambientales y estándares de calidad a nivel mundial.

La composición accionaria de GTB SA fue modificada en el 2012 y a princi-pios de 2013 mediante la transferencia de acciones a EIG Bolivia Pipeline AB que actualmente tiene el 38% de las mismas, Petrobras Gas SA se quedó con el 11% e YPFB Transporte con el 51%. ▲

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l aumento de la producción de gas na-tural y el cumplimiento de los compro-misos con los mercados externos, fue considerado uno de los aspectos positi-vos en la industria de los hidrocarburos en la gestión 2013 en Bolivia, aunque el incremento de reservas de este fluido queda como tarea pendiente otro año más, coincidieron en señalar analistas consultados por Reporte Energía.

Según el Ministerio de Hidrocar-buros y Energía (MHE) la producción de gas natural repuntó desde 2011 con 48,89 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), 2012 sumó 54,3 MMmcd y continuó el 2013 con 58.03 (hasta agosto de 2013).

Al respecto, el presidente de Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, señaló en sep-tiembre pasado que la producción de gas natural se situaba en 60 MMmcd y que con los incrementos que se te-nían que registrar por parte de varias empresas mejoraría la capacidad de procesamiento del fluido, por lo que incluso se contaría en el 2014 con 70 MMmcd.

Los aumentos de la producción del energético están ligados a la se-gunda fase de Margarita, la Planta de Procesamiento de Gas Natural de Itaú y otros que permitirán “cubrir con holgura todos los requerimientos del mercado interno y los compromisos de exportación con Brasil y Argentina”, explicó.

Sin embargo, la atención al merca-do interno con gas natural, se incluye en la lista de “pendientes” del año que concluyó, señaló el analista y ex ministro de hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, opinión que es corroborada por fábri-cas de cemento como Itacamba y So-boce que han requerido la provisión de este energético, pero que hasta el cierre de esta edición no les fue otorgada.

“Lo positivo del año 2013 fue la ex-portación de gas natural, en particular a la Argentina. Lo negativo, el incre-mento en el valor de importaciones de diésel oil y la discusión sobre el nivel de reservas de gas natural”, comentó.

Justamente, un tema que aún no fue resuelto por las autoridades gu-bernamentales del sector hidrocar-buros, tiene que ver con la reposición y aumento de reservas gasíferas que según la certificadora Ryder Scott se encontraba en el 2009 en 9,94 trillo-nes de pies cúbicos (TCF por su sigla en inglés).

La estatal petrolera anunció que las reservas probadas de gas natural en territorio boliviano se incrementa-ron a 11,2 TCF hasta diciembre de 2012, aunque este cálculo deberá ser certi-ficado en el primer semestre del 2014, se afirmó.

En este marco, el máximo ejecuti-vo de YPFB había mencionado que ha-ciendo una proyección del incremento de la demanda de gas hasta el 2025, las

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Fuente: MHE/YPFB/SINNotas:Los datos de Otros Impuestos para la gestión 2013 fueron proporcionados por el Servicio de Impuestos Nacionales hasta el mes de junio y corresponden a las actividades de explor-ación y explotación. A partir del mes de julio los valores son estimados. Los datos de Regalías, Participaciones e IDH fueron obtenidos de los Estados de Cuenta.Los datos de la Participación a YPFB son estimados a partir del mes de junio de 2013. En el caso de las Patentes, para el período 2011 a 2013 se utilizó el Tipo de Cambio correspondiente a enero de cada gestión, respectivamente.- En el caso de las Patentes, para las gestiones 2011 y 2012, se incorpora el pago efectuado fuera de plazo por parte de YPFB-Petroandina SAM.

ingresos por la eXploraciÓn Y eXplotaciÓn de hidrocarburos

producciÓn de gas natural (en mmmcd)

inversiones en eXploraciÓn Y eXplotaciÓn (1997 – 2014)

GAS: pLAntAS Y MáS pRoDucción Lo MEjoR; DuDAS En EL FutuRo DE RESERVAS


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actuales reservas de 11,2 TCF alcanzarían hasta el 2023 y si la misma se mantendría con los mismos niveles de consumo que el año 2013, las reservas llegarían incluso hasta 2027.

Por su parte el ex superintendente de hidrocarburos de Bolivia, Carlos Miran-da, afirmó que “la labor pendiente fun-damental continúa siendo el descubri-miento de reservas superiores a las que han sido utilizadas el año anterior. Otras labores que coadyuvarían son el revisar la actual legislación petrolera, incluyendo el sistema impositivo y los requisitos para trabajo en las áreas protegidas”.

Reporte Energía envío cuestionarios a ejecutivos de las compañías petroleras subsidiarias de YPFB Corporación para conocer su percepción sobre la situación de la industria de los hidrocarburos en Bolivia, pero se excusaron de emitir crite-rio alguno. Asimismo, no se logró obtener respuesta oportuna del Ministerio de Hi-drocarburos y Energía a una entrevista de evaluación de la gestión 2013.

Por otro lado, el Estado Plurinacional de Bolivia recibió más de $us 3.229 millo-nes por concepto de pago de Regalías, Participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), entre los meses de enero y noviembre de 2013, monto que supera en 27.6% al registrado en similar periodo de 2012. ▲

El gobierno se ha acostumbrado a te-ner ingentes y crecientes ingresos por exportaciones de gas que le han dado un confort en el manejo del país sin ninguna otra situación similar en nues-tra historia. Por lo anterior, cree, con bastante fundamento, que continuará ejerciendo el poder más allá del 2020. A la luz de esto parecería también que se dio cuenta que las reservas heredadas no le garantizarían ejercer el gobierno más allá del 2020. Razón por la cual el 2013 está marcado por un gran énfasis en mayores labores exploratorias. Con este fin, intentó sin éxito, atraer inver-sores en exploración que no sean las compañías que operan en el país. Para este efecto, después de prome-ter por 3 años el cambio de la Ley de Hidrocarburos, ofreció incentivos im-positivos y atenuar las exigencias para trabajos en áreas protegidas. Hasta la

fecha no cumplió esas promesas. Por tanto la gestión 2013 no es mejor a la del 2012. La actividad más importante inicial el 2013 ha sido el inicio de la Petroquími-ca con la producción a corto plazo de urea y amoniaco. Este paso fue ejecu-tado casi con una perversa actitud de que solo sea un éxito político para des-pués ser un fracaso económico. La producción boliviana de fertilizan-tes, que en 90% debe ser exportada, debe entrar en abierta competencia con toda la producción mundial. Con la ubicación en el Chapare castigan nues-tra futura producción, con un costo de más de 30% del valor del producto, si construíamos las plantas en Puerto Suarez. Comparando con la minería, la planta de fertilizantes en el Chapare será una especie de Karachipampa de la petroquímica boliviana.

Carlos Miranda

‘Se intentó sin éxito atraer inversores’

Ex- Superintendente de hidrocarburosEs la cifra de produc-ción de gas natural que se registró hasta septiembre de 2013, según YPFB.

Son las reservas pro-badas de gas natural, hasta diciembre de 2012, que calcula YPFB que existen en el país.

Es la fecha hasta la cual alcanzarían las reservas gasíferas si se mantienen los mismos niveles de consumo.

Son los ingresos por concepto de regalías, participación e IDH hasta noviembre de 2013.

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En Lima, perú, se realizó el primer evento de exploración sísmica, donde estuvieron los gurús del rubro, organizado por iGEF. un consorcio internacional, que incluye a petrobras, se adjudicó la explotación del yacimiento Libra.

YpF y chevron firmaron el acuerdo de inversión en Vaca Muerta, en el cual la petrolera norteamericana se comprometió a invertir $us 1.240 millones para el desarrollo de una zona de 20 kilómetros cuadrados denominada General Enrique Mosconi, ubicada en Loma La Lata norte y Loma campana.

El proyecto de Reforma Energética que el Go-

bierno de Enrique peña nieto anunció en agosto

del 2013, fue aprobado por el congreso de

este país, con la cual se prevé la entrada de

capitales privados a la industria petrolera

mexicana.

En mayo de 2013, Bolivia emprendió el camino del autoabastecimiento de Gas Licuado de petróleo (GLp) con la inauguración de la planta Separadora de Líquidos Río Grande en Santa cruz.

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El presidente de chile, Sebastián piñera, y su homólogo de Estados unidos, Barack obama se reunieron en junio para conversar, entre otros temas, sobre el interés del país sudamericano de importar gas de norteamérica.

Ecuador autorizó la explotación de los campos petroleros del país ubicados en el parque nacional Yasuní.Sin embar-go, condicionó la actividad al cumplimiento de estándares para minimizar el impacto al medio ambiente.

La proyección para las deudas de pdvsa en el 2013 preveían un crecimiento del 7%, llegando a $us 43.000 millones cuando en 2012 terminó en $us 40.000 millones, según datos de analistas.

ii Fase de la planta de procesamiento de gas del proyecto Margarita-huacaya administrada por Repsol. Este complejo incrementará la capacidad de procesamiento de 10,8 millo-nes a 15 millones de metros cúbicos diarios de gas.

“Enterrar’ tubería de 42” de diámetro obligó a los técnicos a pasar a una dimensión diferente a la que estaban acostumbrados en la construcción del oleoducto Bicentenario de colombia.

Brasil realizó su primera subasta para explotar petróleo y gas en aguas muy profundas del océano Atlántico. La refinería de La plata, Argentina quedó fuera de operación por una semana debido a las inundaciones que sufrió este país.

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os estudios y trabajos de prospección petrolera realizados en el último tiempo evidenciaron que se comenzó a trabajar seriamente en este rubro en Paraguay, comentan analistas y ejecutivos ligados a este sector, por lo que los proyectos ex-ploratorios entrararían en su fase decisiva en el 2014 con las perforaciones de pozos.

En este marco, los trabajos de explo-ración de hidrocarburos en los bloques Cruce de Demattei y Pirity (Pirizal), ubica-dos en la zona comprendida entre Gene-ral Díaz y Ávalos Sánchez, en el departa-mento de Boquerón, son realizados por la empresa President Energy, en asociación con Pirity Hidrocarburos y Crescent Glo-bal Oil Paraguay SA.

Según medios impresos de Paraguay, en el 2013 President Energy completó la adquisición de 2000 kilómetros de sísmi-ca 2D y 3D en ambos bloques, con una inversión aproximada de $us 35 millones.

La empresa pretende perforar una cuenca conocida como Loma de Olme-do, que se extiende hasta Argentina, país que ya explota petróleo en la zona desde el año 1982. Global Geophysical Inc., fue la encargada de la adquisición de registros sísmicos.

En este proyecto, se prevé la per-foración de tres pozos de 4.500 y 5.000 metros de profundidad, cada uno, en busca de petróleo, cuyo inicio está pre-visto para abril del 2014. La inversión estimada será superior a los $us 100 millones, de acuerdo a versiones perio-dísticas locales.

Por su parte, la compañía Amerisur Resources ha realizado varios estudios del subsuelo paraguayo hace cinco años, que indican una posible presencia de hidrocarburos, y habría invertido alre-dedor de $us 7 millones en estudios de subsuelo, también sobre gravedad con la posibilidad de destinar $us 20 millones más en esta búsqueda.

El programa de exploración se lleva a cabo en las zonas de San Pedro y tam-bién en el sur del Chaco. Las perforacio-nes se harían en septiembre del 2014 “si las cosas van bien”.

Según resaltaron, la empresa encon-tró petróleo en lugares donde no se creía

posible, como en el caso de Colombia, donde perforaron 12 pozos y hallaron crudo en cada uno de ellos, mismos que ahora producen de 10.000 a 15.000 ba-rriles por día, equivalentes a $us 1 millón diarios.

De acuerdo con los datos obtenidos, de cinco contratos que tiene Amerisur Resources en Paraguay para la explora-ción y trabajos afines, cuatro se encuen-tran en el Chaco (uno en zona norte y tres en el sur occidental), pero el más maduro se encuentra en San Pedro, en la Región Oriental, al que llaman la Cuenca del Paraná, cerca de las localidades de Resquín, Choré y Liberación. ▲

pARAGuAY, DE LoS EStuDioS A LA pERFoRAción pEtRoLERA

Afirman que paraguay se tiene que preparar para un posible hallazgo de petróleo en volúmenes comerciales en su territorio.

El 2013 la compa-ñía president Energy, completó la adquisi-ción de 2.000 kilóme-tros de sísmica 2D y 3D. A lo largo de esta gestión se anuncian perforaciones de po-zos exploratorios.

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Reglas del juego y potencialDe acuerdo a la percepción de algunas compañías petroleras, difundidas en medios de comunicación de Paraguay, se espera que el hallazgo de petróleo no cambie las reglas de juego actuales, sino que sean estables, basadas en la Ley 779/95, de Hidro-carburos, que establece las condiciones, tal como sucedió en otros países donde el Estado y las empresas salieron beneficiadas.

Además existe coincidencia en que el país petrolero se tiene que preparar ante la posibilidad de encontrar el crudo, en aspectos referidos a legislación, recursos hu-manos y tecnología para crear una industria eficiente, con sana competencia.

Por otro lado, Paraguay comparte cinco cuencas sedimentarias con países ve-cinos, en cuatro de las cuales existe producción de hidrocarburos, por lo que no se tiene razón técnica para que este país carezca de tales recursos, destacaron, pero se debe efectuar las perforaciones para tener contacto con el yacimiento potencial.


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a undécima ronda petrolera Sur Oriente de Ecuador para la licitación de 13 blo-ques de exploración y extracción cerró después de un año con cuatro ofertas, que se espera incidan en el dinamismo de esa industria si se concluye con la adjudi-cación.

El 28 de noviembre de 2013 se abrie-ron las ofertas presentadas para una licita-ción de 13 bloques, en la que se recibieron ofertas para tres. La china Andes Petro-leum Ecuador Ltda. presentó ofertas para los bloques 79 y 83 y Repsol-Cuba lo hizo para el área 29. También Petroamazonas, que tiene reservados tres bloques extras, presentó oferta para uno de ellos: el 28, en consorcio con ENAP de Chile y Belorus-neft de Bielorrusia.

La noticia recibió duras críticas de la oposición al Gobierno del presidente Ra-fael Correa, pese a ello, el Jefe de Estado dijo que ese concurso “no fue un fracaso”, sino que “ha sido bastante exitoso”, pues-to que en ninguna parte del mundo se ofertan todos los bloques que aparecen a licitación.

Por su parte el presidente de la Confe-deración de Nacionalidades Indígenas del Ecuador (Conaie), Humberto Cholango, en conferencia pública, señaló también

que algunos factores internos incidieron en que solo se hayan presentado cuatro ofertas, aunque no detalló los mismos.

Por su parte analistas reconocidos de Ecuador, Luis Calero entre ellos, manifesta-ron que no es la mejor idea que Petroama-zonas se encargue de la exploración, puesto que se trata de una tarea de alto riesgo, que requiere gran inversión.

Por otro lado, otros expertos coin-ciden en que existe un ambiente hostil desde el Estado a empresas petroleras, tanto en el tema Chevron, Oxy, Perenco y Petrobras. También existen problemas con las comunidades, como en el tema de Sarayacu. Incluso, el día de la Ronda existió un comportamiento agresivo por parte de activistas opuestos, señalaron.

Otro factor que jugó en contra de la licitación fue la caída del precio del pe-tróleo que hace que la inversión en este sector se vuelva más riesgosa, puesto que existe menor rendimiento.

De acuerdo con Calero, el Gobierno deberá concluir el proceso de licitación, analizar las ofertas y si se ajustan a las condiciones, adjudicar. Si quiere continuar con el resto de bloques, debe reiniciar el proceso con condiciones más atractivas, dijo. ▲

EcuADoR:tíMiDoS RESuLtADoS En LicitAción DE BLoquES MARcAn RutA

El presidente de Ecuador, Rafael correa anunció que la estatal petrolera petroamazonas explotará los lotes petroleros en la selva amazónica.

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undécima Ronda petrolera para la licitación de 13 bloques de explo-ración y extrac-ción en Ecuador cerró después de un año con cuatro ofertas.

La estatal ecuatoriana Petroamazonas explorará los lotes petrole-ros en la selva amazónica que no despierten interés entre inverso-res privados en una licitación, anunció el presidente de Ecuador, Rafael Correa.

Los bloques en cuestión están cerca de la frontera con Perú, lejos de la infraestructura petrolera y en el borde del parque Ya-suní, una reserva en el corazón de la selva que alberga una gran biodiversidad y en donde habitan dos pueblos indígenas en ais-lamiento voluntario.

Se calcula que los bloques tendrían un potencial de reservas de hasta unos 1.500 millones de barriles. En la reserva también se encuentra el bloque Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) con reservas de unos 920 millones de barriles de crudo y que será ex-plotado por la estatal. La licitación ha despertado fuertes críticas de indígenas y ecologistas, que han amenazado con realizar mo-vilizaciones y acudir a organismos internacionales para evitar su explotación.

En septiembre de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Co-rrea, anunció el fin de la iniciativa ambiental, que pretendía dejar en tierra el petróleo del ITT a cambio de una contribución inter-nacional. Grupos de ecologistas y algunos políticos criticaron la decisión.

Para los analistas el fracaso de la denominada Iniciativa Yasuní – ITT era inevitable, primero por su baja recaudación, la que debía llegar a los $us 3.600 millones frente a los $us 60.000 millones que generaría el desarrollo del proyecto.

petroamazonas explotará lotes al borde de Yasuní itt

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n la industria de los hidrocarburos de la región se reconoce que el 2013 no fue el mejor año para este sector en el Perú, pese a ello existe optimismo entre los expertos porque consideran que se trata de una cuestión de tiempo para que este país vuelva a experimentar un nuevo “boom” de inversiones en el área de gas natural especialmente.

Y es que las reglas de juego, inclu-yendo marco legal e impositivo, son de total apertura a los capitales externos lo que configura un panorama atractivo para las compañías interesadas en in-vertir en el área petrolera; sin embargo esto no parece ser suficiente para com-petir con Brasil o Colombia que también se mueven para asegurar la presencia de los grandes players mundiales.

Ante esta dura competencia, en di-versos Foros, incluyendo el International Gas & Energy Forum (IGEF), se recalcó que es necesario agilizar los procesos de obtención de licencias ambientales y avanzar en la aplicación de la Ley de Consulta Previa para atraer una mayor inversión de las compañías que tienen en fuerza mayor varios lotes.

Esta situación, sumada a otros as-pectos, ha ocasionado que según la

Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía del Perú continúe la caída de la producción de petróleo crudo, que registra al cierre del 2013 un promedio que no supera los 60 mil barriles diarios; y la disminución de las inversiones en el sector hidrocarburos de un 30%.

Estos datos poco alentadores se su-man a la noticia de Perupetro, la agen-cia de promoción de la inversión en el sector hidrocarburos, dio a conocer a finales de noviembre que la licitación pública para otorgar contratos de licen-cia de nueve bloques costa afuera fue suspendida, sin haberse precisado una nueva fecha para continuar el proceso.

Según la circular, esta nueva sus-pensión surgió ante el “requerimiento de modificar las bases considerando el alto nivel de complejidad técnica de los lotes ofertados”.

Inicialmente, la adjudicación de es-tos bloques estaba programada para octubre, luego fue postergada para fi-nes de noviembre y, tras el comunicado, no hay ninguna fecha para la culmina-ción del concurso.

Pese a ello, el Ministerio de Energía y Minas (MEM), Perupetro y los gremios empresariales realizan esfuerzos para coadyuvar en el despegue de este sec-tor. Los principales escollos ya fueron identificados y su solución pasa por agilizar los trámites para la obtención de las licencias ambientales y sociales, por resolver la conflictividad social con las comunidades ubicadas en las zonas de los proyectos y por promocionar ex-haustivamente el gran potencial geoló-gico peruano. ▲

nuEVo ‘BooM’ GASíFERo SE REtRASA En pERú

La licitación pública para otorgar contratos de licencia de nueve bloques costa afuera fue suspendida y no hay nueva fecha para el proceso.

EA pesar de la baja en la producción petrolera, dismi-nución de la inversión en 30% y trabas ambientales, se espera revertir esta situación a corto plazo.

datos

• Reservas de gas. Las reservas certi-ficadas de Camisea suman 8.8 TCF, pero las probadas superan las 14 TCF.

• Potencial. Con las reservas probables que existirían en los lotes aledaños a Camisea, el potencial en el ‘Gran Ca-misea’ (lotes 56, 57, 58 y 88) podría elevarse a alrededor de 40 TCF o in-clusive más.

• Candamo. En la zona de Candamo y alrededores (Madre de Dios) el poten-cial hasta hace unos años era un poco más de 10 TCF, pero ahora las estruc-turas revelarían más reservas.

• Gasoducto. Todo el gas del sur (Lotes 57,58 y 76) tendría que salir por el Ga-soducto Sur Peruano, cuando este se concrete.

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El Gasoducto Sur peruano, cuya construcción prevé adjudicarse en febrero de 2014, podría transportar la producción del lote 76.

Lote 76, la razón para el optimismo Ahora que ha concluido el proceso de aproba-ción del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del lote 76, el camino está expedito para que el operador Hunt Oil, junto a sus socias Repsol y Pluspetrol, inicie la etapa de exploración con-firmatoria de las reservas de gas que existirían en dicho lote.

La aprobación de dicho EIA permitirá la per-foración de ocho pozos exploratorios (y adqui-sición sísmica 2D) en el lote 76, lo cual deman-daría una inversión $us 745 millones (estimada), según el ministerio de Energía y Minas (Minem) del Perú.

Las labores de perforación se iniciarían lo antes posible, (marzo o abril del 2014) dado que los estudios preliminares (sísmica) habrían arro-jado estructuras que indican grandes reservas de gas natural en la zona, y porque ya existe un atraso aproximado de un año. Sin embargo, existen también es posible que las tareas se de-moren un año más.

Las reservas certificadas de Camisea ascien-den actualmente a 8.8 Trillones de Pies Cúbios (TCF por sus siglas en inglés) en los lotes 56 y 88, por lo que de confirmarse las prometedoras estructuras de gas encontradas, las reservas po-drían llegar a más de 20 TCF en el lote 76.

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l acuerdo YPF-Chevron para explotar petróleo no convencional y la potencial compensación en favor de Repsol abre la posibilidad de nuevas alianzas con firmas petroleras extranjeras para dina-mizar la industria de los hidrocarburos en Argentina, con el fin de recuperar su independencia energética.

La española Repsol venía reclaman-do poco más de $us 10.000 millones en compensación por la expropiación de acciones en YPF. Hasta el cierre de esta edición estaba vigente un pre acuerdo entre ambas compañías que supone una compensación de $us 5.000 millo-nes, a pagar en principio en bonos ar-gentinos a 10 años al 8,5%, aunque esos detalles, incluidas las garantías de pago, son los que faltan por concretar.

Todo indica que hay un acuerdo que involucra a tres gobiernos (Argen-tina, España y México) y a la empresa en discusión para hacer esta compen-sación.

“Sellar un acuerdo entre Repsol y el Estado argentino dará la confianza necesaria para alcanzar nuevas alianzas con posibles inversores y así poder im-

pulsar, en toda su dimensión, la explo-tación de (recursos) no convencionales”, dijo el titular de YPF, Miguel Galuccio, después de conocer este anuncio.

El máximo ejecutivo de la estatal argentina del upstream afirmó además que ve posible una asociación con la mexicana Pemex para el desarrollo del megayacimiento patagónico de Vaca Muerta, que podría albergar una de las mayores reservas mundiales de hidro-carburos no convencionales.

Mientras tanto en México, el Con-sejo de Administración de Pemex tenía previsto discutir la participación en este yacimiento en la Patagonia de Argenti-na, pero aún no se tenía una posición final al respecto, hasta el cierre de esta edición.

YPF calcula que el yacimiento con-tiene 661.000 millones de barriles de petróleo y 1.181 billones de metros cúbicos de gas natural, una de las ma-yores reservas no convencionales de América. De momento, solo Dow Che-mical y Chevron se han interesado por el yacimiento, descubierto por YPF en 2011. No muchas semanas después el

Gobierno inició los trámites para ex-propiar el 51% de YPF en manos de Repsol.

Respecto al acuerdo con Che-vron, Galuccio aseguró que para lograr la independencia energética resulta necesario “que aceptamos que la estimulación hidráulica es fun-damental para desarrollar estos recur-sos, que entendemos que no lo pode-mos hacer solos y cuando viene una compañía como Chevron, y se sienta en el asiento de acompañante, acep-tamos que eso es necesario”, recalcó.

“El no convencional permitirá también convertirnos en líderes tec-nológicos dentro y fuera del país. La independencia pasa porque los argentinos seamos capaces de desa-

rrollar nuestros propios recursos, el de-safío está lanzado y necesitamos que las empresas nos acompañen en esta causa común”, puntualizó.

Para expertos del sector hidro-carburos consultados estos eventos significan que Argentina está dando seguridad de retorno a las inversiones externas y quedaría claramente demos-trado al salir al cruce de esta demanda de Repsol.

El acuerdo involucra que esta retira las demandas judiciales que ha plan-teado en tribunales internacionales, entre otros el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inver-siones (CIADI).

Además señalan, que entre las prin-cipales intenciones del Gobierno ar-gentino están la de buscar inversiones externas, préstamos internacionales y, por lo tanto, volver a dinamizar el fun-cionamiento del orden capitalista en Argentina, lo que supone asegurar la rentabilidad empresarial a las inversio-nes, que quieran radicar sus capitales en este país. ▲

pActo con REpSoL E YpF- chEVRon, ABREn VíA A inVERSionES En ARGEntinA

El presidente y cEo de YpF Argentina, Miguel Galuccio, explicó los detalles del contrato suscrito con la empresa chevron, un acuerdo que busca atraer más inversión a ese país.

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Ven una posible asociación con la mexica-na pemex para el desarrollo del megayaci-miento patagónico de Vaca Muerta.


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l 2013 marca un antes y un después en la industria de los hidrocarburos de Brasil y de la región sudamericana, reconocen expertos energéticos y autoridades bra-sileñas ligadas a este sector. La “danza” de millones de dólares y la masiva pre-sencia de grandes jugadores en las tres subastas realizadas, reafirman a este país como uno de los favoritos en atracción de inversiones externas en la región.En la 11.ª Ronda de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP), celebrada en mayo de este año, fueron rematados 142 de 289 bloques ofrecidos en 23 sectores distribuidos en 11 cuencas sedimentarias: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas y Tucán sur.

La subasta tuvo ingresos récord de bono (cantidad pagada por las empre-sas en la firma del contrato), así como los compromisos de programa mínimo de exploración a cumplir por los ganadores de las empresas. El área subastada era 100,3 mil Km2 de 155.8 mil Km2 oferta-dos.

En total, participaron 39 empresas de 12 países, de los cuales 30 eran ga-nadoras, siendo 12 nacionales y 18 de origen extranjero. Del mismo modo el 17 de septiembre, 31 contratos de la 11.ª Ronda de la ANP fueron firmados por 8 empresas. En total, 118 contratos se ru-bricaron desde el 6 de agosto de 2013.

Por otro lado, el consorcio formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue el ganador de la primera ronda para el Pre-

BRASiL SEDujo A LoS GRAnDES pLAYERS pEtRoLERoS

La licitación del bloque Libra es la primera experiencia de Brasil bajo el modelo de producción compartida.

E sal celebrada el 21 de octubre, en Río de Janeiro, con la oferta de Libra en la cuen-ca de Santos.

El superávit de petróleo ofrecido por el consorcio, criterio que definió el pri-mer puesto en la subasta, fue de 41,65%. Petrobras, que será el operador de Libra, entró con un 10% a la puja, además de su participación mínima con el 30% en el área.

Según la ANP la oferta es una exce-lente oportunidad para la aceleración del desarrollo industrial de Brasil y el crecimiento de los niveles de empleo e

ingresos nacionales. “El 75% de las regalías deberá ser

aplicada la capa Presal en educación y 25 por ciento en salud. Y estimamos que sólo libra es capaz de generar unos 300 mil millones de reales en los pagos de regalías más de 30 años de producción”, señaló la directora general de la ANP, Magda Chambriard.

Al respecto, el ministro de Minas y Energía, Edison Lobão, dijo que la ex-plotación de Libra inicia una nueva era en Brasil, puesto que es un punto de in-flexión entre el pasado y el futuro de la

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La 11ª subasta, la 1era del pre – Sal y la 12ª desti-nada a gas natural posicionaron a este país como receptor principal de los capitales externos.

Se rubricaron desde el 6 de agosto de 2013 en la 11.ª subas-ta organizada por la ANP de Brasil.

Fue el superávit de petróleo ofrecido por Petrobras, con-sorcio ganador de la 1.ª Ronda del Presal.

es el porcentaje de gas natural, del total producido en Brasil, que es aportado por la cuenca Parnaíba.

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11.ª Ronda. Se celebró en mayo de de 2013. Allí fueron rematados 142 de 289 bloques de hidrocarburos ofreci-dos en 23 sectores distribuidos en 11 cuencas sedimentarias. El área subas-tada fue 100.3 mil km2. 30 empresas fueron ganadoras, 12 brasileñas y 18 extranjeras.

1ª Ronda Presal. El consorcio forma-do por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue el ganador de la oferta de Libra en la cuenca de Santos.

12 ª Ronda. Se adquirieron 72 de los 240 bloques ofrecidos. Petrobras compró solo o en consorcio, 49, 43 de ellos como operador. En total, 12 empresas presentaron las ofertas ga-nadoras, 8 brasileñas y 4 extranjeras.


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industria petrolera de su país. La licitación del bloque de Libra es la primera

experiencia de Brasil en producción comparti-da. El área se encuentra en la cuenca de Santos, a unos 170 km de la costa del Estado de Río de Janeiro y tiene unos 1.500 km2.

En el caso de la 12 ª ronda de la subasta se prevé una inversión de más de 500 millones de reales, teniendo en cuenta sólo el Programa Ex-ploratorio Mínimo (PEM) ofrecido por los vence-dores de la licitación. Se adquirieron 72 de los 240 bloques ofrecidos mientras que el contenido lo-cal promedio ofrecido es 72.61 % para la fase de exploración y 84,47 % para el desarrollo.

Petrobras compró solo o en consorcio, 49 bloques, 43 como operador. En total, 12 empre-sas presentaron sus ofertas ganadoras, 8 brasile-ñas y 4 extranjeras. Los otros ganadores fueron: Alvopetro, Bayar, Companhia Paranaense de Energia, Cowan , GDF Suez, Geopark , Aceite Nue-vo , Oro Negro , Petra Energia, Petrobras y Trayec-toria Tucumán .

Al respecto, Chambriard, destacó como principales éxitos de la 12 ª Ronda los resultados obtenidos en la Cuenca del Paraná, como una nueva posibilidad de insertarse en el escenario brasileño de hidrocarburos y el fortalecimiento de bloques exploratorios en Parnaíba, reiterando la importancia de esta cuenca, que ahora produ-ce alrededor del 6 % del gas de Brasil.

También resaltó la confirmación del papel de las cuencas maduras Reconcavo y Sergipe -Ala-goas, donde se subastaron 54 de los 72 bloques.

Por su parte, el ministro interino de Minas y Ener-gía, Márcio Zimmermann, señaló que la 12 ª Ron-da tiene un papel pionero en el futuro y podría contribuir al aumento de la producción de gas en este país.

Si bien algunos analistas consideran que la primera de las subastas realizadas el 2013 fue exi-tosa y las restantes más modestas, en general se

vislumbra una gran actividad para los siguientes años que permitirán a Brasil no solamente au-mentar su producción petrolera y gasífera, sino llegar a la autosuficiencia energética.

Los países vecinos, Bolivia entre ellos, han mi-rado con asombro este dinamismo de la industria hidrocarburífera brasileña, que deja de lado el le-targo de la inversión de años anteriores. ▲

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Brasil tiene previsto ampliar en los próximos años su capacidad de refinación petrolera.

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ese a la bonanza que experimenta la in-dustria petrolera de Colombia actualmen-te, basada en su facilidad de atracción de inversiones extranjeras, contar con un ritmo exploratorio destacado y alcanzar el millón de barriles de crudo diario, este país no descuida la relación reservas – pro-ducción, por lo que se propone impulsar la explotación offshore (costa afuera) y la de yacimientos no convencionales.

Esa es la percepción de analistas, de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de ese país, y de la Asociación Colombia-na del Petróleo (ACP), quienes creen que es posible ingresar a un nuevo escenario de nuevas inversiones extranjeras en este sector en algunos años más, siempre y cuando se concreten las normativas de re-gulación para el shale oil/gas y se “aprete el acelerador” en la otorgación de trámites ambientales para las operaciones que es-tán trabadas o demoradas.

En la última edición de la revista ins-titucional de la ACP, Alejandro Martínez Villegas, presidente de este ente, destacó las cuantiosas inversiones destinadas a exploración de yacimientos no convencio-nales y offshore, que permitirán concretar el gran potencial de hidrocarburos de su país.

“El logro de las metas fijadas por el

Gobierno en exploración y producción no solo generará beneficios por vía de la ren-ta petrolera sino que, además, contribuirá a dinamizar la economía en las regiones por vía de las compras de bienes y servi-cios que esta industria demanda”, sostuvo.

Del mismo modo el ex-presidente de la ANH, Germán Arce, declaró que: “Co-lombia hoy goza de lo que llamamos una primera gran ola de inversión. La eficacia del modelo de contratos E&P, que define condiciones sostenibles de largo plazo, estables y en un ambiente amigable de negocios, ha sido fundamental para el éxi-to que se vive. Otro punto importante es la sana relación con la industria, pensada a largo plazo para dar sostenibilidad, no solo económica, sino también en lo social y lo ambiental”.

Luego, el ex funcionario añade que los retos del futuro están centrados, principal-mente, en ser capaces de mantener los ni-veles de producción que se han alcanzado y sostener una dinámica de incorporación de reservas de lo que se cree es el poten-cial hidrocarburífero de Colombia.

Según el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, en el décimo mes del 2013 la producción promedio de petróleo alcanzó 986.000 barriles por día, cifra que si bien es un 2,6 por ciento más que los 961.000 ba-

rriles por día de octubre del 2012, implicó una reducción cercana a los 9.000 barriles por día frente al promedio de septiembre pasado, es decir, un 0,9 por ciento.

Con el resultado de octubre, la pro-ducción promedio del año pasó de 1’007.031 barriles por día a 1’004.928, lo que hace prácticamente improbable que se pueda cumplir la meta del Gobierno, de 1’040.000 barriles diarios, e incluso el objetivo de la industria petrolera, que está entre el rango de los 1’020.000 a y los 1’040.000 barriles diarios.

Justamente para mantener el nivel de crecimiento sostenido y tomando en cuenta que resta por explorar el 70% del territorio con interés hidrocarburífero, la ANH ofrecerá nuevos bloques el 2014, me-diante una licitación internacional, que es una de las más esperadas en la región.

El 2013 el Ministerio de Minas y Ener-gía de Colombia alertó que tienen re-servas petroleras solo para siete años al ritmo actual de explotación, debido a las disminuciones en la exploración de pozos del crudo. Por esa razón, el Gobierno Na-cional de este país fijaría sus apuestas en aumentar las autorizaciones de estudios preliminares.

Se tiene el dato de que ocho años atrás en Colombia no se perforaban más

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Finalmente entró en operación el proyecto ciclo combinado de Guaracachi con 82 MW.

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Alcanzó la meta de 1 MM de B/D de crudo, es atractiva a la inversión, tiene una actividad exploratoria importante y apunta a la producción costa afuera y no convencional.

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El consultor y ex presidente de Oleoducto Central SA, Juan Pablo Godoy, considera que si bien su país “va por buen camino”, gracias al marco tributario neutral y reglas de juego estables en materia de contratación, la insu-ficiencia de infraestructura de transporte es el tema más complejo a resolver.

“Ahora que finalmente viene la avalan-cha de producciones derivadas del nuevo modelo, no tenemos capacidad de transpor-te porque el país está produciendo más de un millón de barriles día. En esa medida Eco-petrol ha tomado decisiones importantes, y el marco de regulación del Estado también”, sostuvo.

De acuerdo a Godoy, en este tiempo el transporte de la producción petrolera se rea-liza por camiones y carro tanques con altos costos desde los campos hasta los termina-les de exportación, que suman entre tres a cinco veces más de lo que costaría la tarifa de carga por oleoductos.

Para solucionar en parte esta limitación se inauguró en octubre pasado el Oleoducto Bicentenario que entró en operación con el bombeo de los primeros barriles de crudo.

En su primera etapa transportará alre-dedor de 300 mil barriles diarios (kbd). El megaproyecto es considerado el sistema para transporte de petróleo más seguro de Colombia y eleva la capacidad con la que cuenta el país andino para evacuar el crudo de su región oriental.

infraestructura de transporte, otro dilema

de 20 pozos por año. En cambio en el 2012 la cantidad llegó a 124 y la meta para este 2013 fue de 115 pozos.

PeRFoRaCIón en el MaRPor su lado el ex director de la ANH, Armando

Zamora, afirmó que la Ronda Colombia 2007 cum-plió el objetivo de adquirir información más precisa de las áreas offshore, por lo que actualmente existe

gran interés para desarrollar las mismas, pese a que se confrontan dificultades de costos, complejidad y permisos ambientales.

A su vez, señaló que Colombia ha demostrado que su conocimiento de la actividad costa afuera es bastante limitado y que a la Autoridad Nacional de Li-cencias Ambientales (ANLA) le va a tomar un tiempo “ponerse al día”. ▲

El recientemente inaugurado oleoducto Bicentenario, es una de las soluciones a corto plazo que requiere la industria petrolera en colombia para evacuar su creciente producción de crudo.

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n un reciente encuentro con legislado-res en la Asamblea Nacional de Vene-zuela, el ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, dijo que la deuda finan-ciera de Petróleos de Venezuela (Pdv-sa) bajó ligeramente durante el primer semestre del año para ubicarse en $us 39.200 millones, sin embargo analistas calculan que esta cifra crecerá hasta los $us 43.000 millones Un 7% más que el 2012 cuando terminó en $us 40.000 millones.

La firma Ecoanalítica en un informe sobre la política petrolera de este país, destaca que este año Ramírez, inició una cruzada en busca de financiamien-to para ampliar la capacidad de pro-ducción de las empresas mixtas, sobre todo en Occidente, y en ese sentido, ha pactado una serie de créditos: $us 4 mil

millones con la Corporación Nacional de Petróleo de China, $us 2 mil millo-nes con Chevron, $us 1.5 mil millones con Schlumberger y $us 500 millones con el Banco de Desarrollo de China.

También se contrajeron créditos con las rusas Rosneft y Gazprombank, y se prevé gestionar un esquema de financiamiento similar con la empresa Reliance de la India. Con todos estos préstamos, y sin descartar una emisión en el último bimestre del año 2013, la deuda crecerá.

La petrolera no solo busca finan-ciamientos con otras compañías, sino que también gestiona préstamos con los bancos estatales, que el pasado año le canalizaron más de $us 2 mil millo-nes.

Por otro lado, Ramírez, destacó

que los ingresos de Pdvsa sumaron $us 86.872 millones en los primeros nueve meses del 2013.

De igual forma resaltó que la em-presa estatal cerrará el año con una inversión de $us 25.000 millones. Sin embargo, el funcionario no proporcio-nó ninguna cifra comparativa respecto al mismo periodo del 2012.

“En nuestros estados financieros auditados al mes de septiembre, tenía-mos ingresos de $us 86.872 millones”, aseveró Ramírez.

Pdvsa reportó ingresos de $us 124.459 millones el 2012, frente a los $us 124.754 millones del 2011.

En tanto, Ramírez adelantó que la empresa posee activos de $us 228.461 millones y un patrimonio de más de $us 84.000 millones. ▲

DEuDA 2013 DE pDVSA cREcE un 7% Y BuScAn FinAnciARLA

La empresa petrolera venezolana tenía previsto cerrar el 2013 con una inversión de $us 25.000 millones.

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Autoridades del sector petrolero de Venezuela obtuvieron $us 4 mil millones de la corporación nacional de petróleo de china para ampliar la capacidad de producción de las empresas mixtas.

chile gestionó el gas de EEuu uruguay con planta regasificadora El presidente de Chile, Sebastián Piñera, mantuvo una reunión en Washington con su par de Estados Unidos, Barack Obama, en el marco de su gira oficial por el país norteameri-cano. En dicho encuentro, el mandatario chileno le manifestó el interés por importar gas natural desde los Estados Unidos.

Chile está en una posición de ventaja frente a otros países debido al tratado comer-cial bilateral que firmó con EEUU en 2004, porque los países que tienen un tratado de libre comercio son los primeros que califican para ese eventual envío de gas. De cara al alto costo de la energía en Chile hoy en día y la dependencia del país de combustibles importados, es necesario evaluar con seriedad la importación de gas de esquisto esta-dounidense sobre el precio relativo de los hidrocarburos, afirman analistas chilenos.

El Gobierno de Uruguay y la empresa francesa GDF Suez firmaron en octubre de 2013 el contrato para la construcción de una planta de recepción, almacenamiento y regasifica-ción de gas licuado, lo que es considerado un “hito” para la transformación de la matriz energética del país, que le permitirá además exportar energía a Argentina.

La construcción de dicha terminal supondrá una inversión de $us 1.125 millones, según fuentes oficiales. En virtud del acuerdo, GDF Suez construirá y operará durante veinte años una planta que producirá 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, con capa-cidad para ampliarse a 15 millones. En agosto Uruguay y Argentina firmaron un memorán-dum de entendimiento para estudiar la exportación del gas uruguayo hacia el país vecino, lo que rompería con el actual flujo de exportaciones energéticas entre ambas naciones.


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l extraordinario ritmo y la dimensión de la producción de shale gas en Estados Unidos, que sorprendió a los análisis más escépticos del mundo de la energía, se consolidó en el 2013 con una produc-ción de más de 8,6 TCF (trillones de pies cúbicos, por su sigla e interpretación en inglés), según datos proyectados del Departamento de Energía de este país.

Sin embargo, cabe señalar que el crecimiento exorbitante en la oferta de este recurso no convencional, es recien-te, puesto que en el 2006 la producción de shale gas en el país norteamericano era de 1 TCF, apenas un 5% del total de gas producido.

Para este 2013 la participación del gas de esquisto alcanzó un 35,8% (8,6

TCF) y en el 2040 se prevé que supere el 50%.

Cabe destacar también que aproxi-madamente un 52% de la producción de shale gas en Estados Unidos provie-ne de las formaciones Marcellus y Hay-nesville.

Otra fuente de reservorio no con-vencional que también ha sido de mu-cha importancia para la producción de gas en los Estados Unidos es el tight gas que en el 2013 alcanzó un volumen de 5,8 TCF.

Actualmente, es el segundo recur-so gasífero que más se produce en este país, sin embargo no se prevé un creci-miento tan significativo hasta el 2040 como en el caso del shale gas.

DoS eMPReSaS ConSIGuIeRon el PeR-MISo PaRa exPoRTaR

La abundancia de las reservas y pro-ducción de gas no convencional y los ba-jos costos, que actualmente experimenta el mercado del gas en los Estados Unidos, es uno de los principales motivos por el cual este país ha decidido exportar este recurso vía proyectos de GNL.

En la gestión 2013 el Departamento de Energía otorgó permiso a dos em-presas para construir terminales de GNL y exportar shale gas al mundo. Se trata de Freeport LNG y Cheniere Energy que iniciaron la construcción de los complejos de licuefacción y obras relacionadas que entrarán en operación en el 2015.

En el caso de Freeport LNG, el Depar-tamento de Energía autorizó, ya sea por cuenta propia o como agente para otras compañías, la exportación de GNL hasta un máximo de 511 BCF (billones de pies cúbicos, por su sigla e interpretación a en inglés) anual, con un plazo de 20 años a partir de la primera exportación.

De la misma manera, Cheniere realizó trabajos de acondicionamiento de su ter-minal de importación de GNL denomina-da Sabine Pass para que en el 2015 pueda embarcar más de 800 BCF por año de gas licuado a diferentes partes del mundo. ▲

EE.uu conSoLiDó Su ‘REVoLución’ DEL ShALE GAS

Las empresas en este país ya iniciaron la solicitud para exportar este recurso vía GnL a diferentes partes del mundo.

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un 52% de la producción que en la gestión pasada sobrepasó los 8 tcF proviene de las formaciones Marcellus y haynesville.

Latinoamérica avanzó enestudiosexploratorios

Las riquezas de gas no convencional en Latinoamérica son cuantiosas y Argentina es la que encabeza esta lista según la Administración de Información de la Energía (EIA, por su sigla en inglés) con 802 TCF de reservas técnicamente recuperables.

Vaca Muerta es la principal formación que contiene estas reservas de shale gas y shale oil. En la gestión pasada YPF y otras empresas realizaron estudios exploratorios para medir el potencial y el caudal de producción.

Por su parte, México que también posee un gran potencial, identificó 200 oportunidades exploratorias para la eventual ex-plotación de shale gas en los que se estiman recursos prospec-tivos de 150 a 459 BCF, los cuales provienen de las formaciones

de Eagle Ford en Texas, Estados Unidos.Mientras que en Colombia, la Empresa Colombiana del Pe-

tróleo (Ecopetrol) realizó estudios para evaluar el potencial de las cuencas Valle Medio del Magdalena, Catatumbo y Cordillera en Colombia, en los que se estiman recursos de 55 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) de shale oil y shale gas.

Brasil dio un paso importante a finales de noviembre al li-citar 72 bloques para explotación de gas natural, en el que in-cluye formaciones de shale gas. Sin embargo, aún falta crear una normativa que regule este tipo de producción y el uso de la fractura hidráulica.


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Por qué debiera interesar leer un texto con un documento tan aburrido como éste? Realmente no tengo la respuesta definitiva, quizás a usted le interese el medio ambiente, quizás usted está

preocupado por el consumo de com-bustibles fósiles o finalmente, a usted le interesa conocer el futuro energético de la región. El hecho es que ahora qui-siera presentar algunas estadísticas so-

bre el consumo de energía en América Latina y El Caribe, utilizando la informa-ción que proporciona Olade es posible también comparar con el promedio to-tal así como entre nuestros países.

Primero, y de plano para asustar a las personas, comienzo presentando los datos para toda la región para el año 2011, en la siguiente figura usted encontrará la participación de cada fuente de energía respecto del consu-mo final. Comencé indicando que po-día asustarles y la razón es la siguiente, el consumo de combustibles fósiles (derivados del petróleo y gas natural) representa más del 63% del total, lo que confirma que somos adictos a los hidrocarburos, en particular el sector del transporte público masivo.

Ahora bien, la siguiente gráfica pre-senta la información para cada uno de los países de la región, donde éstos se ordenan de acuerdo al consumo de ga-solinas, diesel oil, y otros derivados. Es así que podemos ver a Ecuador como el país con la mayor participación de este tipo de fuentes de energía en el consumo total y por otra parte, Trinidad & Tobago con el menor de ellos. Bolivia se encuentra por debajo del promedio, debido al cambio de los últimos quince años de derivados del petróleo por gas natural.

Es así que invito a los lectores a en-contrar su respectivo país y contrastarle con el promedio y con el resto. Por mi parte, lo único que me queda claro es la tremenda adicción que tenemos al consumo de combustibles fósiles, si-tuación que no creo se modifique en el futuro. ¿Qué factores originan ello? Creo que los precios subsidiados, la naturaleza de la política pública (por ejemplo en infraestructura que pro-mueve su uso), los bajos costos de co-mercialización y las grandes reservas de gas y petróleo en la región, podría explicar esta situación.

Si alguna transformación yo espe-ro en el futuro es la sustitución de de-rivados del petróleo por gas natural... buenas noticias para los países produc-tores y quizás no tanto para los nobles amigos que todos los días pelean por un mejor medio ambiente, el Santi les quedará por siempre agradecido, su papá (yo) no tanto. ▲

EcuADoR LiDERA conSuMo DE GASoLinA, DiéSEL Y GLp

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El autor del artículo fue ministro de hidrocarbu-ros de Bolivia y coordinador de olade.

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MAuRicio MEDinAcELi * ,AnALiStA EnERGético

Afirma que el gran uso de los combustibles fósiles se debe a precios subsidiados, políti-ca pública, bajos costos de comercialización y grandes reservas de gas y petróleo

consumo de energía en amÉrica latina Y el caribe

tipo de energía consumida por cada país de alc


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Cuáles son sus objetivos al asumir el cargo de nuevo secretario ejecutivo de aRPel?

Mis planes profesionales están muy alineados con el Plan Estratégico y los objetivos de Arpel y sus empresas asociadas. He sido honrado por esta asignación como secretario Ejecutivo y mi compromiso personal es volcar mis energías y experiencia en mante-ner todo lo logrado por esta institu-ción en sus casi 50 años de vida.

Asimismo, trataré de identificar oportunidades para agregar nuevas actividades a las tradicionales de Ar-pel, con el objeto de intensificar la cooperación y asistencia recíproca en-tre las empresas del sector y facilitar, de este modo, la motivación más trascen-dente que es la integración energética regional.

¿Cuál es el balance que realiza de la gestión 2013 en el sector hidrocar-buros en los países de la región?

Podemos hacer un balance positivo en términos generales, ya que América Latina ha continuado su proceso de po-sicionamiento como región receptora de inversión en la industria de hidrocar-buros.

Varios países han cerrado con éxito rondas de licitación de bloques y otros están en proceso de abrir licitaciones en el año 2015.

Según su percepción ¿Qué cambió en este año en relación al 2012 en la región en términos de nuevos jugado-res, inversión y proyectos importantes en el área hidrocarburos?

En cuanto a nuevos jugadores se puede decir que América Latina está lo-grando atraer capitales de regiones que tradicionalmente no invertían en este sector en la región. Empresas de Rusia, China, India, el sudeste asiático están desembarcando, realizando fuertes in-versiones no solo a nivel del upstream sino también en toda la cadena de valor.

Es interesante observar también el foco que los países están poniendo en la exploración y desarrollo de reservas, dada la importancia que tiene este as-pecto para la sostenibilidad de la pro-

ducción y de la industria.

en el 2013 Brasil ha concentra-do la atención de los inversionistas en hidrocarburos con tres subastas ¿Cree que se marca una ruta a seguir con lo hecho en ese país?

La Agencia Nacional de Petróleo de Brasil (ANP) había realizado su úl-tima subasta en 2008, previo a que el gobierno reformara en el 2009 el marco regulatorio para el sector. El principal objetivo de esta reforma fue garantizar mayores ingresos para el Estado con el pre-sal, el cual represen-ta el nuevo horizonte de exploración descubierto en aguas ultra profundas

de la costa brasileña.Este año, la ANP realizó 3 subastas.

En la 11va. Ronda, realizada en Mayo, fueron vendidos 142 bloques de los 289 ofertados. En la 12va. Ronda, realizada en Noviembre, fueron vendidos 72 de los 240 bloques ofertados. En la primera Ronda del Pre-sal, el consorcio formado por Petrobras (40%), Shell (20%), TOTAL (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue el ganador de la ronda realizada en 21 Octubre, con la oferta del área de Libra, ubicada en la Cuenca Offshore de San-tos.

No se puede decir que estas tres su-bastas realizadas marcan una nueva ruta a seguir. Lo que sí aseguramos es que el 2013 fue un año atípico porque en Bra-

‘REGión AtRAjo cApitALES pEtRoLERoS DE pAíSES quE no inVERtíAn tRADicionALMEntE’

para el exrepresentante de Repsol Bolivia la demanda de gas natural en América Latina estará cubierta en el mediano y largo plazo.

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El nuevo secretario Ejecuti-vo de la Asociación Regio-nal de Empresas del Sector petróleo, Gas y combus-tibles en Latinoamérica y el caribe (Arpel) habló so-bre los desafíos del sector energético en el 2013.

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Perfil

jorge ciacciarelli

Es ingeniero químico, con una larga trayectoria en la industria. Trabajó para YPF en donde se desempeñó en varios cargos hasta ocupar la dirección de las re-finerías de Mendoza y La Plata, Argentina. Luego trabajó para Repsol Canadá, como gerente de Unidad de Negocio y Director de Proyecto, concluyendo en Repsol Boli-via, como Country Manager.


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sil no se realizaban subastas desde 2008 y tuvieron, además, la primera Ronda del Pre-sal. Creemos que ANP seguirá buscando por lo mínimo una subasta al año a partir de 2014.

Un hecho interesante es que en las áreas del Pre-sal, el sistema adoptado es de producción comparti-da (PSC), diferente del de concesión adoptado para las otras cuencas.

La industria de petróleo y gas es muy dinámica y es importante que los gobiernos conserven una frecuencia adecuada de sus rondas de licitación para mantener el interés en sus países a la vez que permi-ta a las empresas, con intereses en la región, adminis-trar sus portafolios más eficientemente.

¿Desde su punto de vista la creciente acti-vidad en torno a nuevos yacimientos de gas de esquisto, especialmente en los estados unidos, tendrá algún efecto en los mercados regionales?

Aunque la rápida expansión del comercio de GNL en los últimos años sucedió fundamentalmen-te a través de la comercialización de grandes reser-vas convencionales, el interés en el desarrollo de re-cursos no convencionales como las formaciones de gas de esquisto ha crecido de manera importante.

Como resultado de esta actividad en los Estados Unidos, las importaciones de GNL de este país se han reducido significativamente junto con una re-ducción del precio del gas en el mercado norteame-ricano. Esto tendrá como resultado la necesidad de transferir el suministro de GNL a mercados con precios mayores, tales como Europa, Asia y también

América Latina.El sector eléctrico será el responsable de más

del 40% del incremento de la demanda de gas natu-ral en América Latina.

Varios países de la región se están concentran-do en la creciente penetración de este recurso para electricidad, a fin de diversificar las fuentes de ge-neración eléctrica que actualmente dependen en gran medida de hidroelectricidad y por lo tanto son vulnerables a las sequías, así como para reducir el uso de generación termoeléctrica a base de fuel-oil y que se usa para compensar picos de demanda.

¿Cómo ve el desarrollo de los trabajos de ex-ploración y si este es suficiente para afrontar la creciente demanda de gas en la región?

Dependiendo del origen de los datos, los pro-nósticos indican que el crecimiento de producción de gas natural en la Región será de entre 2% y 2,5 % anual en los próximos 20 a 25 años. Estos porcenta-jes de crecimiento en la producción son similares a los esperados de crecimiento de consumo. Si parti-mos de la base que actualmente la producción es mayor que el consumo, entonces la demanda esta-ría cubierta en el mediano y largo plazo.

Sin embargo, el crecimiento en la exploración y el desarrollo será diferente según los países y, aun-que los factores de crecimiento son los que todos conocemos, cada país tendrá diferentes desafíos específicos. Algunos serán mayoritariamente logís-ticos como en Brasil, otros serán regulatorios como en México y Argentina, y otros asociados a la inver-

sión y comercialización como en Bolivia.

¿Qué tipo de modelo empresarial requiere la industria de los hidrocarburos en la región?

El contexto de la región latinoamericana, en el cual la industria de los hidrocarburos opera, requiere de un modelo empresarial cada vez más comprome-tido a incorporar la mirada de los stakeholders en su gestión, buscando generar la sostenibilidad del ne-gocio y de la sociedad toda.

Tendencias como la demanda energética cre-ciente, la disminución de las reservas tradicionales, el fuerte incremento en las legislaciones que regulan las operaciones en cuestiones sociales y ambientales, el aumento en las demandas de los grupos de inte-rés, la incidencia económica, social y ambiental que puedan tener las empresas de petróleo y gas en las localidades en las que operan, conforman en defini-tiva un contexto que requiere de una industria capaz de atender los desafíos del negocio, cuidando el am-biente y generando inclusión social.

En este sentido, las empresas de energía están lla-madas a incorporar en su gestión temas como ética y valores, transparencia y rendición de cuentas, respe-to de los Derechos Humanos, extensión de prácticas responsables a la cadena de valor, comprensión de los temas vinculados a los pueblos indígenas, a la equidad de género y a la inclusión de la diversidad.

En definitiva, asumir una gestión del negocio que integre los impactos económicos, sociales y ambien-tales, generando valor compartido para la compañía y sus grupos de interés. ▲

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YpFB inició exportación de 3.000 tM de GLp a perú

Evo y cartes estrecharon relaciones con acuerdos sobre energía y control de fronteras

promulgan ley que inicia la exploración en el megacampo Azero

Repsol amplía planta que surte gas a Brasil y Argentina

A partir de diciembre, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) inició la exportación de 3.000 toneladas métricas (TM) de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a la República del Perú, a través de la empresa Lima Gas S.A.

YPFB Corporación comenzó a utilizar la planta separadora de líquidos de Santa Cruz, donde instaló el Complejo de Río Grande, que le permite autoa-bastecerse del producto y buscar nuevos mercados. Bolivia también exportó entre agosto y septiembre 1.350 toneladas de GLP a Paraguay.

El presidente Evo Morales y su homólogo paraguayo Horacio Cartes firmaron varios acuerdos de cooperación bilateral sobre temas de energía, control de fronteras y el uso de puertos sobre el río Paraguay para las exportaciones bolivianas, en un acto que dio un nuevo aire a las relaciones entre ambos países tras la

ruptura en 2012 por la destitución de Fernando Lugo.

En el encuentro, se firmaron do-cumentos entre ellos el Reglamento del Comité de Fronteras, que fue suscrito el 19 de marzo de 2009 y que estará a cargo de los ministros de Relaciones Exteriores de ambos países.

En septiembre de 2013 se pro-mulgó la ley que permite viabilizar las actividades exploratorias en el área Azero.

Se trata de una nueva inversión que permitirá dar un gran salto en la exploración en el departamento de Santa Cruz.

Según YPFB, en la primera fase de exploración de Azero, que tiene una duración de hasta cinco años, la rusa Gazprom y la francesa Total invertirán en actividades de geolo-gía, adquisición magnetotelúrica y gravimetría para luego ingresar a la perforación de dos pozos.

La española Repsol inauguró la ampliación de una planta de gas al sur de Bolivia que, a un costo de 650 mil-lones de dólares, le permitirá ampliar la producción de gas destinada a Argen-tina y Brasil.

La ampliación posibilita al mega-campo de Margarita-Huacaya elevar la producción de 11 a 15 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (mmcd).

Se prevé que hasta finales de 2014, se realicen las actividades de sísmica 2D y 3D, al norte de Huacaya y al sur de Margarita. Estos trabajos, que se encuentran en etapa final de licitación permitirán visualizar si existe o no una potencial de acumulación de hidrocar-

buros. Con la sísmica 3D, se definirá la ubi-

cación para la perforación de los pozos contemplados en el plan de desarrollo, con el objeto de mantener el nivel de producción del área Caipipendi.

Bolivia exporta en la actualidad un promedio de 30 MMmcd a Brasil y otros 15 MMmcd a Argentina, mercado que en los próximos tres años debe al-canzar una provisión de 27 MMmcd y mantenerla hasta 2027.

El megacampo Margarita-Huacaya es operado por la compañía petrol-era Repsol, con una participación del 37,5%, junto a la británica BG Bolivia (37,5%) y la argentina Pan American Energy (25%).

planta itaú subirá de 12 a 17 MMmcd de gas

Ley de inversiones postergada hasta 2014

El campo San Alberto, operado por Petrobras Bolivia en sociedad con la francesa Total, aumentará su producción de 12 millones de metros cúbicos al día (MMmcd) de gas natural a más de 17, incremento que se realizará con la planta Itaú de procesamiento de este carburante, la cual inyectará a este campo 5 MMmcd.

El complejo que se construye

en la provincia Gran Chaco del de-partamento de Tarija, demanda una inversión de $us 110 millones y de acuerdo al cronograma de la empresa operadora deberá iniciar operaciones a inicios de 2014. En la actualidad en el campo San Alberto existen otras dos plantas, cada una con capacidad de procesamiento de 6,6 MMmcd, pero ambas produ-cen un promedio 12 MMmcd.

El senador del Movimiento Al Socialismo (MAS), David Sánchez, confirmó que recién la próxima gestión se debatirá en el pleno de la Asamblea Legislativa el proyecto de Ley de Inversiones, norma que buscará garantizar los capitales foráneos que llegan al país.

Según el legislador, el texto no pudo ser analizado durante esta legislatura debido a que se tuvo

que aprobar primero la Ley de Em-presas Públicas. Sin embargo, dijo que el documento ya es socializado y busca evitar que se tengan que tomar acciones como las naciona-lizaciones. En Bolivia existen cerca de 10 empresas españolas y otras constructoras que llegan al ganar licitaciones, pero que no se establ-ecen en el país al no existir garantías para las inversiones.

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planta Río Grande inició sus operaciones el 2013

planta Gran chaco alcanzó 67% de avance

Hasta principios de diciembre de 2013, la Planta de Separación de Líquidos del Gran Chaco, registró un avance de 67,49% en las obras civiles y mecánicas, montaje de equipos y tendidos eléctricos, entre otros tra-bajos.

El presidente Evo Morales y el re-sponsable de Yacimientos Petrolífe-ros Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, inspeccionaron la ejecución de esa planta que proc-esará un caudal de gas natural de 32,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).

En la planta del Gran Chaco se extraerán propano y butano, que es el Gas Licuado de Petróleo que se

emplea en hogares y fábricas; iso-pentano y gasolina, para abastecer a las refinerías de todo el país; metano, que será empleado para incremen-tar la exportación de gas hacia la Ar-gentina; y etano, para industrializar hidrocarburos y producir plásticos.

La construcción de esa planta se inició en enero de 2012 y su conclu-sión está prevista para el 30 de oc-tubre de 2014, con una inversión de $us 592 millones.

La planta de separación de líqui-dos, está ubicada en el municipio de Yacuiba, Tarija en el kilómetro 8 de la carretera a Santa Cruz de la provincia de Gran Chaco al sur del país sobre una superficie de 7.5 hectáreas.

La planta de Separación de Líquidos de Río Grande empezó a operar en mayo de 2013, con una capacidad para alimentar 36.000 garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) día y producir gaso-lina, con lo que Bolivia dejará de importar el GLP.

La planta está ubicada en el municipio de Cabezas, provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. Datos del Programa de Inversiones de YPFB Corporación

2013, dan cuenta que la planta procesará 5,6 millones de met-ros cúbicos día (MMmcd) de gas natural para obtener 361 TMD de GLP y 350 barriles por día (BPD) de gasolina estabilizada, además de 195 BPD de gasolina rica en iso-pentano.

Astra Evangelista Socie-dad Anónima (AESA) construyó la planta que cuenta con seis tanques fabricados en Bolivia por la empresa Carlos Caballero.

MhE concluyó siete procesos de consulta y participación

Aprobaron cinco contratos de exploración de hidrocarburos

Esperan ingeniería básica de GtL para fines del 2014

El Viceministro de Desarrollo Ener-gético, Franklin Molina, explicó que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, concluyó en la pasada gestión siete procesos de consulta y participación, y prevé llegar a 13 hasta inicios de 2014.

“Gracias al trabajo de equipo que se vino estructurando en el Ministerio en estos últimos años conjuntamente con las empresas se ha llevado adel-ante los procesos de consulta y partic-ipación. También hay que destacar el compromiso del Ministerio para llegar a un buen término. Producto de ello, se ha logrado viabilizar una inversión que supera los $us 1.000 millones”, de-

stacó el Viceministro Molina. Los procesos de Consulta y Par-

ticipación son un mecanismo por el cual se desarrolla una consulta previa a los pueblos indígenas, comunidades campesinas, donde se desarrollará un proyecto hidrocarburífero o energé-tico, es un momento previo al licen-ciamiento ambiental.

“Durante estos procesos hay situ-aciones complejas, presiones de las comunidades indígenas, porque hay temas vinculados a varios aspectos, porque esto presupone que al iden-tificar impactos socioambientales va a existir una compensación”, explicó Molina.

La Cámara de Diputados aprobó en diciembre de 2013, cinco nuevos contratos de servicios petroleros de exploración y explotación, suscritos en octubre de ese mismo año, y que con-ciernen a zonas reservadas a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-vianos (YPFB), informó el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

El ministro de Hidrocarburos y En-ergía, Juan José Sosa, explicó a la Cáma-ra de Diputados la importancia de los contratos que corresponden a las áreas Cedro, Huacareta, El Dorado Oeste, San

Miguel e Isarsama.Los contratos se suscribieron el 23

de octubre de 2013, entre YPFB, su sub-sidiaria YPFB Chaco, la británica British Gas (BG) y Petrobras de Brasil, permi-tiendo una inversión de $us 53.4 mil-lones en la primera fase de exploración.

El ministro de Hidrocarburos y En-ergía señaló que el objetivo de esos contratos es la búsqueda de mayores reservas hidrocarburíferas para el país, que permitan garantizar el abastec-imiento del mercado interno y los com-promisos de exportación.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) “está llamada” a pre-sentar hasta fines del 2014 la ingeniería básica del proyecto Gas a Líquidos (GTL por sus siglas en inglés) que, de imple-mentarse en Bolivia, permitirá extraer diésel a partir del gas natural, con lo que se reducirá los montos de subvención por importación de este carburante.

Esta declaración fue realizada por el viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Alma-cenaje de Hidrocarburos, Álvaro Árnez, quién además afirmó que solo en sub-vención de diésel se erogó $us 605 mil-lones este año.

Según la visualización del proyecto, la capacidad del complejo GTL está pensada para 30.000 barriles por día (BPD) de diésel sintético, aunque no se cuenta con la ubicación definida, y la inversión estimada todavía está en es-tudio. El principal impacto del mencio-nado proyecto es abastecer totalmente la demanda de diésel para dejar de im-portar este combustible.

A su vez, Árnez dijo que se reducirá el techo presupuestario para import-ación de carburantes el próximo año, puesto que se dispondrá de $us 900 millones, a diferencia de 2012 cuando se destinó $us 1.060 millones para este fin.

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Venezuela y trinidad y tobago explotarán gas

Ecopetrol declaró viabilidad comercial en el Bloque caño Sur Este

Gran tierra Energy confirmó hallazgo de petróleo de Lote 95 en perú

Venezuela y Trinidad y Tobago firmaron un acuerdo en septiembre para la explotación conjunta del campo Loran-Manatee, el más grande de los tres yacimientos que comparten ambos países en la zona transfronteriza.

El convenio fue rubricado en Caracas, Venezuela por el ministro de Petróleo y Minería, y presidente de Petróleos de Venezuela (Pdvsa), Rafael Ramírez, y el titular de Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad y Tobago, Kevin Ramnarine.

Loran-Manatee posee 10,25 billones de pies cúbicos de gas y será ex-plotado en una proporción en el que 73% le corresponderá a Venezuela y 27% para Trinidad y Tobago. La actividad de explotación se realizará por intermedio de la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y la esta-dounidense Chevron.

Además existen otros dos yacimientos compartidos que suman más de un billón de pies cúbicos donde Trinidad y Tobago tendrá una mayor porcentaje, aseguró el presidente de Pdvsa.

La Empresa Colombiana del Petróleo (Ecopetrol) declaró la viabi-lidad comercial del bloque Caño Sur Este, que según estimaciones de la empresa tendrá un potencial de pro-ducción de 25.000 barriles de crudo por día a mediados de 2016.

El presidente de esta compañía, Javier Gutiérrez, hizo el anuncio y también afirmó que “la declaratoria inicial podría incorporar reservas es-timadas en 22,4 millones de barriles de crudo”.

La declaración de comercialidad confirma que después de las explo-

raciones practicadas en los 61 pozos de Caño Sur Este, ubicado en el mu-nicipio de Puerto Gaitán, en el de-partamento del Meta, Ecopetrol ha comprobado que existen reservas suficientes para comenzar a explo-tar esa nueva zona de producción petrolera.

Para el desarrollo del bloque, la empresa, ha previsto invertir $us 656 millones en los próximos cinco años, que incluyen la perforación de 135 pozos más, en la construcción de infraestructuras en la superficie y en estrategias ambientales y sociales.

Gran Tierra Energy anunció el hallazgo de petróleo en el pozo Bretaña Norte 95-2-1XD del Lote 95, el cual se encuentra ubicado en la Provincia de Requena, Región Lo-reto en Perú.

Después de 7 años de vigencia del contrato de exploración del Lote 95, el hallazgo revela la presencia de petróleo y lo convierte en un re-curso con mucho potencial de ex-plotación.

El presidente de Gran Tierra En-ergy Perú, Carlos Monge, señaló en agosto que la compañía espera pro-ducir con su reciente descubrimien-

to de petróleo más de 40 mil barriles diarios de petróleo, más de la mitad de la actual producción del país.

“Si la sísmica confirma las di-mensiones estimadas que espe-ramos, perforaremos un segundo pozo que confirmará las reservas de hidrocarburos y calculamos que tendremos más de 100 millones de barriles de reservas en el campo Bretaña”, añadió.

También indicó que se trabaja en la ingeniería conceptual de de-sarrollo del proyecto para propósitos del Estudio de Impacto Ambiental requerido.

Modernización de talara costará $us 3.500 MM

Perú decidió en el 2013 mod-ernizar la refinería Talara la cual gen-erará beneficios muy importantes, no solamente en el incremento de la producción de combustibles, sino en el cuidado del medio ambi-ente y la creación de empleos.

Las obras comenzarán en fe-brero del 2014, con una inversión $us 3.500 millones, de los cuales $us 2,730 millones serán financia-dos por Petroperú, y los restantes $us 770 millones por la empresa privada.

Este proyecto será clave para que la refinería de Talara aumente su producción de 30 mil a 60 mil barriles diarios de combustibles.

Le permitirá, además, producir

combustible con un bajo conteni-do de azufre, lo que redundará en beneficio del medio ambiente y en la disminución de enfermedades debido a la contaminación.

El expresidente de Petroperú, Humberto Campodónico, calificó como “buena noticia” esta decisión de modernizar la refinería, la cual materializará un proyecto de talla mundial.

“Las criticas vienen por el lado ideológico porque desde el punto de vista técnico todo está bien, son buenos días para Piura, para Talara, para los trabajadores y los vecinos de Talara que siente la refinería como suya y esperaban esta de-cisión”, aseveró.

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iniciaron búsqueda de financiamiento del GnEA

petrobras vendió filial peruana a empresa china

México aprobó reforma energética y abre ‘las puertas’ al capital privado

A inicios de diciembre del 2013 el ministro de Planificación Federal de Ar-gentina, Julio de Vido, realizó una serie de viajes por Rusia, China y Brasil para la búsqueda de financiamiento de proyectos energéticos estratégicos, entre ellos se encuentra el Gasoducto del NEA (GNEA) que abastecerá con gas boli-viano a la región noreste de este país.

También se confirmó la fecha para concretar la adjudicación del GNEA, previsto para el primer trimestre del 2014. Las obras para llevar gas natural por red a 3,3 millones de hogares en esa región tendrá un costo de más de $us 6 mil millones. El tendido del gasoducto tiene en la parte boliviana 15 kilómetros de largo y 32 pulgadas de diámetro y se extiende desde Campo Margarita, en el departamento sureño de Tarija (ciudad de Yacuiba), hasta Madrejones, en zona fronteriza con la Argentina.

La estatal brasileña Petrobras informó en noviembre la venta de su sub-sidiaria peruana a China National Petroleum Co. por $us 2.600 millones. Sin embargo, la operación todavía debe ser aprobada por los gobiernos de China y Perú.

Entre los activos incluidos en la negociación se destaca el 100% de los de-rechos para explotar el Lote X, un yacimiento maduro que el 2012 produjo un promedio de 16.000 barriles diarios, el 46,16% de participación en el Lote 57 que posee gas natural y condensado aún en etapa preoperacional y el 100% del Lote 58, en el que se anunciaron recientes descubrimientos de gas natural y condensado. La petrolera brasileña aclaró que el negocio forma parte del plan de desinversión por $us 9.900 millones en proyectos en Brasil y en el ex-tranjero hasta 2017.

El proyecto de Reforma Ener-gética que el Gobierno de Enrique Peña Nieto anunció en agosto del 2013, fue aprobado por el Congreso de este país, con la cual se prevé la entrada de capitales privados a la in-dustria petrolera mexicana.

La histórica reforma contempla abrir al capital privado la exploración y extracción de hidrocarburos, me-diante distintos tipos de contrato que pueden ser de Servicios, de Pro-ducción Compartida o de Licencia, entre otros, siendo el Estado quien defina el modelo contractual que mejor le convenga.

Hasta el cierre de esta edición, el proyecto de Reforma Energética había sido aprobada en la Cámara de Senadores y en término genera-les en la Cámara de Diputados.

El proyecto también incluye la creación de un fondo que se en-cargará de administrar las regalías petroleras, teniendo en cuenta que Pemex, la petrolera estatal, destina actualmente un 67% de sus ganan-cias a las arcas públicas mexicanas.

Cabe señalar que desde que en 1938 se decretó la expropiación pe-trolera en México, los hidrocarburos han sido explotados por Pemex.

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Ecuador anunció el fin de la iniciativa Yasuní-itt

El presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció a me-diados de agosto el fin de la ini-ciativa Yasuní-ITT, asegurando que el mundo “ha fallado” al no contribuir con el proyecto que pretendía proteger un sector de la selva amazónica y dejar bajo tierra un importante yacimiento petrolífero a cambio de una com-pensación económica.

“El factor fundamental del fracaso es que el mundo es una gran hipocresía”, aseguró el man-datario en un mensaje a la nación, en el que anunció la solicitud de autorización a la Asamblea Nacio-nal legislativa para explotar crudo en el parque nacional Yasuní.

Correa también explicó que la explotación petrolera en el Yasuní afectará “menos del uno por mil del parque”, que abarca un millón de hectáreas de la selva amazóni-ca y que el aprovechamiento de las reservas del ITT representarán ingresos por $us 18.292 millones.

Para el gobernante, la explo-tación del crudo en el parque se efectuará con la mejor tecnología disponible para minimizar el im-pacto ambiental en esa región, considerada una de las mayores reservas de biodiversidad del pla-neta.

Se calcula que el bloque ITT contiene unos 920 millones de barriles de petróleo.

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ELECTRICIDADDiciembre 2013 | Enero 2014

SE PUSO EN MARChA LA SE-GUNDA TURBINA DE LA CEN-TRAL TERMOELéCTRICA DEL KENKO. RESTA EL DESAFíO DEL CUMPLIMIENTO DEL POES CON LOS COSTOS y PLAZOS ESTABLE-CIDOS.

desempeño Óptimo del sin garantizÓ suministro

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in inconvenientes importantes operó el Sistema Interconectado Nacional (SIN) el 2013 y esto se debe a que el porcentaje de reserva promedio registrado has-ta octubre de la gestión pasada fue de 8,4%, lo que evitó cortes de electricidad, de acuerdo a datos del Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), brinda-dos a Reporte Energía.

Este margen de reserva es más del doble de lo registrado en el 2012, cuan-do el SIN operó con un 3,4% y ocurrieron algunos cortes en diferentes partes del país.

“En general, durante la gestión 2013, la operación ha sido realizada con nive-les adecuados y los requeridos por las Condiciones Mínimas de Desempeño”, indicó la entidad responsable del funcio-namiento del SIN.

La oferta de potencia a octubre de

2013 alcanzó un valor de 1.429,8 MW (megavatio), considerando la potencia indisponible. La proyección hasta di-ciembre preveía un aumento hasta los 1.468,3 MW con la entrada de los proyec-tos de Qollpana y Bulo Bulo, los cuales hasta el cierre de esta edición, estaban en etapa y pruebas finales.

Esta cifra muestra que la oferta de generación proyectada para el 2013 se incrementó en un 5,1% en relación al 2012.

En cuanto a la demanda, el CNDC estimó para esta gestión un crecimiento del 6,4% en energía, alcanzando los 7.025 GWh (gigavatio hora) y 7,8% en relación a la potencia máxima coincidental pre-vista para el mes de diciembre de 1.195 MW.

Hasta octubre del 2013 el consumo de energía alcanzó un valor de 5.771

GWh y la máxima demanda registrada por el Sistema de Medición Comercial fue de 1.166,4 MW que ocurrió el miér-coles 9 de octubre de 2013 a hora 19:30.

Con SeGunDa TuRBIna De el KenKo FInalIzó Plan De eMeRGenCIa

El Plan Inmediato de Adición de Po-tencia al SIN que fue creado para paliar la crisis de energía eléctrica que afectó al país el año 2011, fue concluido en mayo de la gestión pasada con la entrada de la segunda turbina de El Kenko de 34 MW.

Fueron en total cuatro proyectos ter-moeléctricos que el Ministerio de Hidro-carburos y Energía y ENDE implemen-taron como respuesta a los constantes cortes de energía eléctrica y regulación de voltaje registrados el 2011 debido a la fragilidad en las reservas.

Entre ellos la planta de Carrasco de

RESERVA En EL Sin cREció MáS DEL DoBLE Y concLuYó pLAn DE EMERGEnciA

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En el 2013 se inauguró la segunda turbina de la planta termoeléctrica El Kenko de 34 MW, la cual coadyuvó en la oferta eléctrica para el Sin

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25 MW, las dos turbinas de El Kenko de 17 y 34 MW y la central de Valle Hermoso de 40 MW. La inversión total ascendió a más de $us 141 mi-llones y contó con el financiamiento del Banco Central de Bolivia (BCB).

Se InSTaló 255 KM De líneaS en oPeRaCIón CoMeRCIal

El CNDC indicó que en la gestión pasada se puso en operación comercial 255,37 kilómetros de línea en 230 kV (kilovoltio), correspondiente a las líneas de transmisión Punutuma – Las Carre-ras de 181.13 km y Las Carreras – Tarija 74.24 km.

Mientras que en 115 kV entró 4,85 km de línea en operación del tramo Cataricagua – Lu-cianita.

También informó que en el 2013, se regis-traron fallas momentáneas en algunas líneas, por condiciones climáticas, que no afectaron de forma permanente el suministro de energía. ▲

Para el mes de marzo de 2014 se tiene previsto la puesta en marcha de la primera de las cuatro unidades de la Termoeléctrica del Sur, que ingresarán de manera paulatina hasta el mes de octubre de ese año, según datos de ENDE.

Tendrá una potencia total de 160 MW con una inversión estimada de $us 122 millones. Hasta noviembre del 2013

se registró un avance físico general del 80%.

Los avances incluyen la fabricación de los cuatro turbogeneradores a gas y la subestación eléctrica de 230 KV. En las obras civiles y complementarias se construyen las edificaciones de la plan-ta y las vías de circulación, mientras que el gasoducto contaba con un avance del 70%.

En el 2014 ingresará primera fase de la termoeléctrica del Sur

Desde el punto de vista de la segu-ridad de abastecimiento de energía eléctrica el 2013 fue un año que po-demos considerar normal, merced a la ejecución de obras de inversión programadas en el plan de la Empre-sa Nacional de Electricidad (ENDE) en materia de generación, lo que ha permitido abastecer la demanda, dejando atrás problemas de abaste-cimiento oportuno para acompañar el desarrollo. Desde la óptica de la inversión priva-da en el sector recordamos un difícil inicio de año como consecuencia de la nacionalización de las distribuido-ras de electricidad de La Paz y de Oru-ro, decretada a finales del año 2012, implementada plenamente durante 2013. Esto generó incertidumbre e inse-guridad en los actores privados de la cadena. En cuanto a los desafíos, este año se

cierra con uno en construcción, que es el diseño de país y del sector eléc-trico que queremos para Bolivia hasta el 2025.El mismo incluye obras importantes y estratégicas a lo largo de la cadena como el Proyecto Múltiple Rositas, entre otros, y una expansión agresiva del Sistema Troncal de Interconexión para acompañar el desarrollo eco-nómico, integrar el país, coadyuvar a la universalización del servicio y eliminar el diésel para generación eléctrica.También resta el desafío de construir un marco estable y sostenido de rela-cionamiento y actuación de los agen-tes públicos y privados en el sector eléctrico, que permita construir siner-gias que creen las condiciones para lograr a través de la inversión y opera-ción eficiente, un servicio de electrici-dad de calidad que impulse el acceso universal con tarifas equitativas.

Mario Rojas

‘FALtA MARco EStABLE pARA LoS ActoRES’

presidente de la cámara Boliviana de Electricidad

Fallas en líneas no afectaron el suministro.

El avance registrado hasta noviembre en este proyecto fue del 80%.

DEMANDA DE ENERGIA (2013) DEMANDA DE POTENCIA (2013) PREVISTA (*) PREVISTA REAL PREVISTA PREVISTA REAL AJUSTADA (**) (*) AJUSTADA (**) GWh GWh GWh MW MW MW

ENE 588.9 586.7 595.0 1131.2 1107.5 1127.7FEB 535.5 533.5 526.5 1138.7 1115.0 1122.6MAR 611.6 609.4 585.0 1168.8 1145.1 1106.4ABR 594.5 592.3 569.1 1173.9 1150.1 1115.2MAY 585.8 576.8 577.4 1162.1 1144.1 1120.4JUN 559.3 553.0 557.7 1140.0 1126.1 1127.6JUL 588.1 581.8 576.4 1140.1 1128.3 1111.1AGO 604.6 596.2 584.4 1189.6 1176.9 1141.2SEP 611.5 604.6 582.0 1211.1 1195.7 1157.5OCT 638.0 627.2 617.3 1217.6 1203.1 1166.4NOV 615.1 0.0 606.0 1215.0 0.0 1201.8DIC 635.6 629.0 1222.1 1207.6

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a disponibilidad de oferta de genera-ción eléctrica que en el 2013, a compa-ración de años anteriores, posibilitó un desempeño adecuado y sin incidentes importantes del Sistema Interconecta-do Nacional (SIN) debe ser acompañada en un futuro con un trabajo eficiente y planificado para cumplir con las metas trazadas en el Plan Óptimo de Expan-sión del SIN (POES) 2012-2022, según analistas consultados por Reporte Ener-gía.

La reserva promedio de 8,4% con la que operó el SIN el 2013, más los nuevos proyectos que entrarán en operación comercial en los próximos meses tanto en generación, transmisión y distribu-ción, proyecta un escenario favorable sin amenazas de racionamiento como los que se vivió en el 2011 y parte del 2012.

Sin embargo, los desafíos que debe afrontar el sector eléctrico pasa por no solamente garantizar el suministro en el SIN, sino de logar un cambio en la matriz energética para no depender tanto de las termoeléctricas, universalizar el ser-vicio, llegando a las comunidades más alejadas y exportar los excedentes a los países vecinos.

“El sector transita por una nueva etapa en la que requerirá demostrar su capacidad y autosuficiencia para finan-

ciar su expansión, ser atractivo y segu-ro para captar los recursos de nuevas fuentes como los fondos de pensiones y aportar excedentes”, señaló Miguel Ara-mayo, exgerente de la Transportadora de Electricidad (TDE).

Al estar conformado predominante-mente por empresas del Estado, Arama-yo indicó que se requiere una eficiencia de gestión para cumplir los compro-misos establecidos en el POES y en la Agenda Patriótica para el 2025 que para esa fecha busca exportar 3.000 MW, pro-ducto de los excedentes que generarán los diferentes proyectos hidroeléctricos, que actualmente están en proceso de construcción y en estudios.

“Estos proyectos deben ponerse en marcha en los plazos y costos estableci-dos”, apuntó.

Para afrontar los nuevos desafíos en el sector eléctrico y el cumplimiento del POES, el exejecutivo de TDE propone una serie de acciones como el mejora-miento de la regulación acorde al nuevo contexto y oportunidades, la definición del nuevo rol de las empresas, la reduc-ción de la dependencia tecnológica, el potenciamiento del capital humano y la participación local en las obras, eficien-cia en el consumo y la valoración ade-cuada de la electricidad frente a otros bienes y servicios.

Por su parte, Héctor Uriarte, consul-tor energético, afirmó que en la gestión pasada fueron pocos los aspectos sos-tenibles en los que el sector eléctrico mejoró, ya que todavía se continúa con la construcción y puesta en marcha de plantas termoeléctricas que utiliza un gas subvencionado, el cual podría servir para exportación.

También aseguró que en gran par-te de la Amazonía boliviana carece de energía eléctrica continua y confiable las 24 horas del día.

“En cuanto a la universalización, basta con dirigir la mirada a todo el No-reste de nuestro país y veremos que es toda una enorme región nacional que no cuenta con energía eléctrica”, pun-tualizó.

A criterio de Uriarte, el desafío para la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) es convertirse en una empresa con visión de modernidad, actualiza-ción e innovación, para no caer en los esquemas administrativos y de gestión que se tuvo antes de la capitalización.

Sin embargo, criticó que el proceso de refundación de ENDE y la nacionali-zación de empresas del sector haya, se-gún su análisis, desincentivado al sector privado “que muy poco estímulo recibe de parte del Estado para ampliar sus in-versiones”. ▲

cuMpLiR coMpRoMiSoS DEL poES REquiERE EFiciEnciA DEL SEctoR ELéctRico

un buen desempeño del Sin en el 2013, pero aún resta el desafío de poner en marcha las hidroeléctricas.

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Sostienen que los proyectos establecidos en este plan de expansión deben cumplirse en los plazos y costos establecidos.

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empresas Que renunciaron a la operaciÓn de su sistema gestiÓn 2013

i bien en la pasada gestión no se efec-tuaron intervenciones administrativas ni preventivas a ninguna empresa y cooperativa del sector eléctrico, la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) informó que un total de seis entidades aban-donaron sus operaciones en el siste-ma eléctrico por falta de capacidad técnica y administrativa.

“Renunciaron a la operación de su sistema eléctrico durante la gestión 2013 debido a que no presentaban las condiciones técnicas ni administrati-vas para seguir operando, por lo que estaba en riesgo el suministro de elec-tricidad”, destacó un informe de la AE brindado a Reporte Energía.

De esta cantidad, cuatro opera-ban en los Sistemas Aislados y dos en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La Cooperativa Teniente Bullain dejó de operar en el sistema que te-nía a su cargo en Oruro, la cual forma parte del SIN, mientras que en La Paz, la Cooperativa de Servicios Eléctricos Tumupasa (Coset) renunció a la ope-

ración de su Sistema Aislado. En am-bos casos el informe no detalla que empresa se hará cargo de los sistemas.

Mientras tanto en el Beni, las coo-perativas de Servicios Eléctricos San Ramón, Servicios Eléctricos San Joa-quín y Servicios Públicos Magdalena dejaron de operar en sus respectivos sistemas aislados y pasaron a la admi-nistración de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE).

Por su parte, la Empresa de Electri-ficación Punata de Cochabamba cesó la operación en el sistema Punata, que pertenece al SIN y se hizo cargo de la misma la Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba (Elfec).

Con estos traspasos la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad prevé una reducción de tarifas y mejorar la calidad y continui-dad del servicio. Por ejemplo en los sistemas mencionados del Beni para la categoría domiciliaria se rebajó la tari-fa a más de la mitad, llegando a 0,65 bolivianos el kilo watio hora (Bs/kWh), mientras que con el antiguo operador alcanzaba los 2 Bs/kWh.

Se ReCIBIó MáS De 1.700 ReClaMoSHasta noviembre de la gestión pa-

sada la AE recibió en todo el país un total de 1.723 reclamos por supuestas fallas e incumplimientos en el sumi-nistro de electricidad de las empresas distribuidoras.

“La AE atiende las denuncias pre-sentadas por los consumidores regula-dos y los usuarios del servicio eléctrico contra las empresas distribuidoras, por supuestos incumplimientos a la nor-mativa legal vigente”, indicó la entidad reguladora.

En total, desde mayo del 2009 has-ta noviembre del 2013, la AE recibió 7.475 denuncias, de las cuales un 64% fue por excesivo consumo.

La AE se encarga de canalizar los reclamos directos ante las empresas distribuidoras, realizar el seguimiento, registro y resolución de las mismas.

Asimismo si existe incumplimiento a los niveles de calidad fijados se apli-ca reducciones en la remuneración del distribuidor y se devuelve a los consu-midores afectados, por mala calidad de suministro. ▲

SEiS EntiDADES REnunciARon A opERAR En EL SiStEMA ELéctRico BoLiViAno

La AE recibió más de 1.700 reclamos por supuestos malos servicios de las empresas distribuidoras.

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De esta cantidad cuatro eran sis-temas aislados y dos formaban parte del Sistema interconectado nacional (Sin).

n° eMPReSa SIGla SISTeMa DePaRTaMenTo FeCHa De RenunCIa1 Cooperativa Teniente Bullain Ltda. COOP. TENIENTE BULLAIN Ltda. SIN/Tnte. Bullain Oruro 19/06/20132 Cooperativa de Servicios Eléctricos “TUMUPASA” Ltda. COSET Ltda. SA/Tumupasa La Paz 31/07/20133 Cooperativa de Servicios Eléctricos San Ramón Ltda. COOP. SAN RAMÓN Ltda. SA/San Ramón Beni 22/08/20134 Cooperativa de Servicios Eléctricos San Joaquín Ltda. COOP. SAN JOAQUIN Ltda. SA/San Joaquín Beni 22/11/20135 Cooperativa de Servicios Públicos Magdalena Ltda. COSERMAG SA/Magdalena Beni 06/12/20136 Empresa de Electrificación Punata S.A. ELEPSA SIN/Punata Cochabamba 06/12/2013


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Guaracachi recibió indemnización total por siniestro de turbina

Con la entrega de $us 4.1 millones a la empresa eléctrica Guaracachi SA, la Boliviana Ciacruz Seguros completó en febrero el pago de $us 11.7 millo-nes como indemnización total por el daño ocurrido en una de las turbinas del proyecto Ciclo Combinado, con-virtiéndose en el siniestro “más im-portante pagado en la historia de este rubro en el país” destacó el presidente de la compañía aseguradora, Gonzalo Bedoya.

Por su parte, el presidente de Guaracachi, Eduardo Paz, resaltó el trabajo y la logística empleada por la Boliviana Ciacruz en el transporte del rotor de la unidad a Estados Unidos y el retorno al país.

Cabe destacar que para la repa-ración de la unidad de Guaracachi se involucró la evaluación de 50 técnicos expertos de 9 países del mundo, in-

cluyendo Bolivia. Estos profesionales de 16 especialidades diferentes apor-taron sus conocimientos para esta-blecer y cuantificar los daños interpre-tando información suministrada por la empresa eléctrica, explicó Bedoya.

El proyecto Ciclo Combinado inició sus pruebas de operación en noviembre de 2010 pero en enero de 2011 se produjo un corto circuito da-ñando al generador GCH-12, mismo que tuvo que paralizar sus activida-des.

En febrero de ese año la asegu-radora desembolsó $us 4 millones a Guaracachi como primer anticipo, luego en septiembre canceló $us 3.6 millones y el último pago fue de $us 4.1 millones cifras que cierran el caso con la cobertura por el daño ocurrido.

La suma de estos tres pagos al-canza la cifra de $us. 11.7 millones.

Empresa china realizará estudio de factibilidad del proyecto hidroeléctrico icla

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) firmaron a finales de abril un Memorándum de Entendimiento con la empresa Gezhou-ba Group Company Limited (CGGC), de la República Popular de China, con el objeti-vo de realizar el estudio de factibilidad del Proyecto Hidroeléctrico Icla, ubicado en el departamento de Chuquisaca.

“Vamos a movilizar nuestro equipo para realizar la propuesta lo más rápido posible. También utilizar nuestro recursos y relación con los bancos de China para la parte finan-ciera”, aseveró Feng Jun, representante legal de Gezhouba.

El ministro Juan José Sosa destacó que en Bolivia se tiene un gran potencial hi-droeléctrico que es necesario conocer. Aña-dió que el gobierno está muy esperanzado en que estos proyectos se hagan realidad.

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Firman acuerdo para incorporar sistemas fotovoltaicos al Sin

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, el Ministerio de Planificación, la Administra-ción de Aeropuertos y Servicios Auxiliares a la Navegación Aérea (Aasana), la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA) y la Misión de la Agencia de Cooperación Internacional de Japón (JICA) firmaron la última minuta para el desarrollo del proyecto de introducción de energía limpia mediante el aprovechamien-

to de energía solar.El objetivo del mismo es promover el uso

de energía limpia y reducir emisiones de ga-ses, mediante la instalación del sistema foto-voltaico interconectado con la red nacional. “Estamos dando un paso muy importante con la diversificación de la matriz energéti-ca”, señaló Hortensia Jiménez, viceministra de Electricidad y Energías Alternativas.

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construirán ciclo combinado de 870 MW en Argentina

proyectan $us 1,250 millones en hidroeléctrica Mazán

iSA ganó licitación de línea eléctrica en chile

Más de 700 mil pobladores de la región Loreto se beneficiarán directa-mente con la ejecución del megapro-yecto de la hidroeléctrica de Mazán que contempla una inversión privada de $us 1,250 millones de dólares para la generación de 450 megavatios (MW), según un anuncio realizado por el presidente regional de esta locali-dad a finales de noviembre del año pasado.

Vásquez detalló que un 35% de la electricidad que se producirá en esta hidroeléctrica será destinado a impul-sar el desarrollo de esta región, mien-

tras que el restante 65% se distribuirá a otras regiones de Perú.

Calculó en poco más de 4 años el tiempo que demandará la construc-ción de este megaproyecto, una vez que se apruebe la convocatoria a con-curso para la licitación de los trabajos.

“La obra va a ser financiada por ca-pitales privados y no va a costar nada al Estado, además generará energía limpia y barata”, remarcó.

El megaproyecto será construido con las aguas provenientes de los ríos Amazonas y Napo, en la provincia de Maynas, de la región de Loreto.

La unidad en Chile de la colom-biana ISA ganó a mediados del 2013 una licitación para construir en ese país una línea de transmisión eléctri-ca de 174 kilómetros, que demandará una inversión de $us 80 millones.

Con este nuevo proyecto, ISA al-canzará cerca de 931 kilómetros de redes eléctricas en Chile.

“La licitación le permitirá a ISA diseñar, financiar, construir, operar y mantener el proyecto Encuentro-La-gunas del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), línea de transmi-sión de doble circuito a 220.000 vol-tios, cuyos derechos de explotación son a perpetuidad”, dijo la empresa colombiana en un comunicado.

La presidenta de Argentina, Cristina Fernández, encabezó en agosto una videoconferencia con Bahía Blanca para anunciar la cons-trucción de la central térmica Guillermo Brown, que se instalará en la localidad de General Cerri y que duplicará la capacidad energética de la zona.

Será una central de última generación, integrada inicialmente por dos turbinas a gas que totalizarán una capacidad instalada de 580 me-gavatios (MW). Las mismas entregarán su energía a la red a partir de marzo y abril de 2015.

En una segunda etapa se adicionará una turbina a vapor de 290 MW, sumando de este modo un Ciclo Combinado de 870 MW.

países andinos construirán sistema de interconexión

Dos apagones de magnitud afectaron a Venezuela

Cuatro países de la Comunidad Andina, Ecuador, Colombia, Perú y Bolivia, más Chile, acordaron en no-viembre durante el cuarto Consejo de Ministros en Quito, la creación de un proyecto de Interconexión Eléctrica Andina con la intención de unificar a mediano plazo las redes de transmi-sión para fortalecer el servicio en cada país y ampliar en conjunto el mercado de electricidad.

El ministro de Minas y Energía de Colombia, Amilkar Acosta, explicó que el proyecto permitirá tener un

mayor respaldo para el sistema de energía de cada uno de los países que se respaldarán no solo en la capaci-dad de generación propia, sino en las líneas interconectadas.

Por su parte, la viceministra de Electricidad de Bolivia, Hortensia Ji-menez, señaló que la iniciativa deberá garantizar el acceso al servicio eléctri-co a todos los hogares de la región. “Es importante esta iniciativa en el sentido de oportunidad de comple-mentación, de solidaridad y de acceso equitativo a la energía”, añadió.

Fallas en la línea principal de transmisión eléctrica ocasionaron en dos oportunidades un gran apagón en Venezuela, que puso en alerta a las autoridades y obligó a crear medidas para garantizar el suministro.

Las caídas eléctricas, suscitadas el 3 de septiembre y el 2 de diciembre, dejaron sin enegía a cerca del 70% de la población venezolana, según el presidente de este país, Nicolás Ma-duro.

La falla, de acuerdo al ministro de Energía Eléctrica, Jesse Chacón, se ha presentado en el mismo lugar en las dos oportunidades. Se trata de la línea 765 la cual está conectada con la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar, también llamada Represa de Guri.

Si bien la red afectada fue total-mente recuperada, Chacón señaló que se va a investigar “hasta las últi-mas consecuencias” sus causas. “Nos extraña mucho”, indicó.

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MINERíADiciembre 2013 | Enero 2014

LA MINERíA BOLIVIANA ES FUERTEMENTE DEPENDIENTE DE LOS PRECIOS INTERNACIONALES, ESTO hACE qUE LA VOLATILI-DAD DEL MERCADO TENGA UN FUERTE IMPACTO EN EL VALOR DE LA PRODUCCIóN y EN LAS ExPORTACIONES DE 2013.

bajÓn de precios hace tambalear el sector minero

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bolivia: eXportaciÓn de minerales segÚn producto, volumen Y valorcomparativo enero- septiembre 2012 - 2013

(eXpresado en kilogramos brutos Y dÓlares americanos)

n los últimos ocho años la minería bolivia-na se mantuvo con volúmenes de ventas ascendentes logrando picos de exporta-ción y adquiriendo gran protagonismo en la economía del país gracias a los precios elevados de los minerales en el mercado internacional.

Sin embargo, este último año los precios de los minerales, al igual que el resto de los commodities, han mantenido una tenden-cia hacia la baja, provocada por el pobre desempeño de la economía mundial y que afectó a la demanda.

Según las cifras oficiales disponibles hasta el tercer trimestre de 2013, las ventas del sector minero (incluyendo minerales industrializados) llegaron a los $us 2.287 millones por 945.152 toneladas exportadas hasta septiembre. La mala noticia es que, si bien los precios de los minerales aún están históricamente altos, su descenso por la cri-sis en Europa principalmente, y su negativa incidencia sobre la demanda asiática, han hecho que las ventas de minerales en bruto, experimenten una caída de $us 309 millo-nes hasta el tercer trimestre, demostrando la vulnerabilidad respecto de los precios.

Las principales bajas se dieron para el oro, el estaño y la plata. El precio del oro dis-minuyó levemente en 3%, a consecuencia de una disminución en las solicitudes por parte de los mercados de India y China.

Asimismo, el precio de la plata tuvo un descenso comparado al 18 de septiembre del 2013, debido a la crisis de la reserva fe-deral que atravesó Estados Unidos.

Finalmente, a mediados de octubre, la cotización del estaño registró una baja del 3%, explica María Esther Peña, gerente téc-nico del Instituto Boliviano de Comercio Ex-terior (IBCE).

Según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), al tercer trimestre de la gestión 2013, los minerales exportados por Bolivia al mundo, que individualmente su-peraron el referente de los $us 100 millones fueron: plata y sus concentrados ($us 634 millones); zinc y sus concentrados ($us 557 millones); formas de oro en bruto ($us 232 millones); estaño en bruto sin alear (231mi-llones); desperdicios y desechos de metales preciosos ($us 206 millones); plomo y sus concentrados ($us 121 millones); y, plata, incluida la plata dorada y platinada, aleada ($us 116 millones).

Este pequeño grupo de minerales significó un monto conjunto de $us 2.097 millones, vale decir, el 92% del valor total de los minerales exportados por Bolivia al mundo el pasado año. Asimismo, se observa que la canasta de exportación estuvo conformada prioritariamente por minerales tradicionales.

La cotización del zinc, a diferencia del resto de los metales básicos experimentó un incremento de 1% durante el último mes. Cabe destacar, que siendo la extracción de minerales en Bolivia de “socavón” y no “a cie-lo abierto” como en otros lugares, esto hace que los costos sean altos y la productividad baja, por lo que la subida de los precios ayu-da a la competitividad y beneficia al sector. ▲

ExpoRtAcionESMinERAS AFEctADAS poR LA cAíDA DE pREcioS

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producto 2012 2013 volumen valor volumen valor

Minerales de plata y sus concentrados 10.578.513 705.259.373 13.560.527 633.557.783Mineral de cinc y sus concentrados 609.236.766 545.942.287 620.584.914 557.285.501Las demas formas en bruto de oro 1.509 66.588.115 6.014 231.895.555Estaño en bruto sin alear (en lingotes) 10.286.062 211.582.277 10.454.959 230.695.102Desperdicios y desechos, de metal precioso o de chapado de metal precioso, 16.154 599.270.127 92.794 206.322.695De oro o de chapado (plaque) de oro, excepto las barreduras que contenganOtro metal precioso minerales de plomo y sus concentrados 123.697.519 120.657.369 116.028.684 121.304.449Plata (incluida la plata dorada y la platinada) en bruto aleada 155.338 143.413.362 151.944 115.620.602Minerales de cobre y sus concentrados 25.190.078 22.578.879 37.572.418 32.509.493Oxidos de antimonio 3.649.948 36.751.444 3.604.671 30.529.911Mineral de estaño y sus concentrados 4.880.916 48.504.870 3.055.857 29.706.464Boratos de sodio naturales y sus concentrados (incluso calci 57.145.265 12.103.768 110.771.956 27.324.245Minerales de volframio (tungsteno) y sus concentrados 1.608.709 16.258.117 1.666.551 22.003.152Minerales de oro y sus concentrados 6.019 17.961.753 5.249 16.318.556Plata (incluida la plata dorada y la platinada) en bruto sin alear 17.487 15.597.852 18.207 13.728.209Minerales de antimonio y sus concentrados 990.672 7.220.651 1.822.246 5.670.921Sulfato de bario natural (baritina), incluso calcinado 16.104.358 2.243.256 16.656.344 3.496.087Los demas antimonio y sus manufacturas, incluidos los desperdicios 311.451 3.880.617 251.300 2.494.007Las demas piedras preciosas y semipreciosas naturales, excepto los diamantes 94.895 1.316.141 151.318 1.241.285Aleaciones de estaño 245.643 4.324.803 61.184 1.203.731Minerales de los metales preciosos y sus concentrados 0 0 92 934.175Los demas minerales de niobio, tantalio, vanadio o circonio 41.872 844.265 39.641 872.085Desperdicios y desechos, de hierro o acero estañados 6.183.260 1.040.005 4.276.290 783.336Barras y alambres de estaño aleado, para soldadura 57.588 1.229.760 24.998 594.541Las demas sales incluso en disolucion acuosa o con adicion de antiaglomerantes o 669.136 181.088 705.356 209.525De agentes que garanticen una buena fluidez ; agua de mar Ametrino (bolivianita) en bruto o simplemente aserradas o de 0 0 130 182.769Mineral de manganeso y sus concentrados, incluidos lo minerales 2.289.132 685.740 466.364 112.365Los demas cenizas y residuos (excepto los de la siderurgia) que contengan arsenico, 26.533 53.308 36.497 96.680Metal o compuestos metalicosyeso fraguable 517.735 56.359 950.368 93.728Trioxido de diarsenico (sexquioxido de arsenico, anhidrido arsionioso, arsenico blanco) 89.415 70.965 107.900 85.500Bentonita 748.730 222.442 182.620 74.832Minerales de hierro y sus concentrados, sin aglomerar 13.150.000 871.350 500.357 67.500Los demas desperdicios y desechos, de metal precioso o de chapado de metal precioso 8.457 83.760 6.520 65.200Sal gema, sal de salinas, sal marina y sal de mesa 803.197 84.456 944.680 59.396Desperdicios y desechos de cinc 0 0 40.410 50.868Los demas metales, galio, hafnio (celtio), indio, niobio (colombio), renio y talio; 57.840 14.499 211.630 50.239y sus manufacturas de estos metales incluidos los desperdicios y desechosPizarra, incluso desbastada o simplemente troceada, por aserrar 118.187 30.163 96.485 32.189Las demas piedras preciosas o semipreciosas, sinteticas o re 20 14.351 10 23.067Granito simplemente troceado, por aserrado o de otro modo 0 0 16.900 12.769Plata (incluida la plata dorada y la platinada) semilabrada 0 0 13 5.393Marmol y travertinos en bruto o desbastados 0 0 27.000 1.741Las demas arenas naturales de cualquier clase, incluso color 0 0 206 1.000Cloruro de sodio, con pureza superior o igual al 99,5%, incluso en disolucion acuosa 128.704 7.684 25 126Los demas boratos naturales y sus concentrados (incluso calc 26.694.560 7.039.199 0 0Los demas boratos naturales y sus concentrados (incluso calcinados) 4.440.360 807.020 0 0Antimonio en bruto, polvo 21.070 244.541 0 0Los demas minerales y sus concentrados 57.980 180.327 0 0Los demas plomo en bruto 72.293 114.374 0 0Plomo en bruto, con antimonio como el otro elemento predominante en peso, los demás 16.310 105.270 0 0Boratos de sodio naturales y sus concentrados (incluso calcinados) 501.040 90.000 0 0Las demas piedras preciosas o semipreciosas en bruto o simplemente aserrada o desbastada 411 55.830 0 0Los demas bismutos y sus manufacturas, incluidos los desperdicios y desechos 2.067 40.697 0 0Minerales de hierro y sus concentrados, aglomerados 200.000 28.512 0 0Cenizas que contengan metal precioso o compuestos de metal precioso 470 11.301 0 0Ecaussines y demás piedras calizas de talla o de construcción; alabastro 208.000 6.500 0 0Granito en bruto o desbastado 23.350 4.500 0 0Los demas tetraboratos de disodio (borax refinado) 2.008 960 0 0hojas y tiras, de espesor inferior o igual a 0,.2 Mm (sin incluir el soporte), de plomo 12 21 0 0Las demas materias minerales no expresados ni comprendidos en otra parte 202 3 0 0total 921.347.236 2.595.674.309 945.151.630 2.287.316.773

FUENTE: Instituto Nacional de Estadística - INE.ELABORACIÓN: Instituto Boliviano de Comercio Exterior - IBCE.(p): Datos preliminares

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Las cifras preliminares del 2013 con una leve caída demuestran que la minería boliviana es fuer-temente dependiente de los precios de los metales en el mercado internacional, lo que ocasiona la vola-tilidad del mercado, típica del último tiempo con un fuerte impacto en el valor de la producción y en las exportaciones.

Para el experto Dionisio Garzón, al margen de la caída de la producción, otro problema es que la mi-nería nacional no se ha diversificado ni tiene un au-mento considerable del volumen de la producción, lo que la hace vulnerable a la fluctuación de precios, de hecho los datos para el primer semestre del año en curso muestran un muy leve incremento de 6,2% comparado con igual semestre del pasado año (Da-tos de Fundación Milenio).

La receta para superar esta característica nega-tiva del sector minero nacional pasa por diversificar la producción a rubros de mayor valor de mercado como oro y plata – la producción de oro está actual-mente controlada por la minería informal, coopera-tivas y mineros chicos artesanales, de baja produc-tividad y escaso control ambiental y de tributación. También acelerar los proyectos de litio y potasio del Salar de Uyuni que permitirán acceder a dos elemen-tos de alto precio de mercado, recomienda Garzón.

Según el IBCE, en adelante el contexto interna-cional para los minerales dependerá de cómo se resuelva la crisis en Europa, y todo el mundo está

pendiente de su desenlace en un contexto en el que países como China, la gran “fábrica mundial” tuvo una demanda física de minerales moderada.

Por ello, que los precios de los minerales bajen debería ser una preocupación para Bolivia, toda vez que la exportación de recursos naturales sin valor agregado -como los minerales- junto con el gas natural, otro recurso extractivo y no renovable, ha llevado a una “reprimarización” de su economía, ha-ciéndola extremadamente vulnerable respecto de las cotizaciones internacionales.

“En la medida que los precios de los minerales bajen, ello afectará los ingresos de divisas del Estado, provocando no sólo la disminución del saldo comer-cial, sino también un incremento de los costos de producción, lo que a su vez podría derivar en medi-das como la reducción de empleos, con el impacto social que ello supone”, sostiene Peña.

Por su parte, Garzón sostiene que el país ha vivi-do un “mega ciclo” de precios al alza de los metales, que comenzó en 2005-2006, que tuvo su cúspide en 2011 y que con esporádicos bajones coyunturales dura ya alrededor de ocho años. Sin embargo desde 2011 se nota una reversión del ciclo con tendencia a la baja de los metales base (estaño, zinc, plomo, co-bre y otros) y en menor grado de los metales precio-sos (oro, plata, platino).

“El escenario probable es de continuidad de la tendencia: bajadas y subidas de menor escala pero

manteniendo la tendencia al cierre del “mega ciclo”. Volatilidad será el escenario en el corto plazo y cie-rre del ciclo en el mediano y largo plazo”, afirma el experto.

En tal sentido, los expertos recomiendan gene-rar nuevos proyectos mineros para lo cual es nece-sario un fuerte apoyo a las tareas de prospección y exploración. En la actualidad, el país depende de las minas San Cristóbal, San Bartolomé (operación hidrometalúrgica que produce plata metálica), San Vicente y las minas del Grupo Sinchy Huayra (Ahora Illapa) de menor escala de producción. Si no se des-cubren y operan nuevas minas el futuro de la pro-ducción minera boliviana es incierto.

La caída de los precios de los minerales afecta a la industria na-cional que por no contar con valor agregado es más vulnerable.

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industria minera vulnerable

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más de un año de la salida de la empre-sa Jindal del proyecto Mutún, el Gobi-erno boliviano aún no avanza en la ex-plotación del otro 50% del yacimiento de hierro y tampoco ha podido expor-tar las 350 mil toneladas de este metal acumuladas desde el 2012.De acuerdo a los últimos informes de la Empresa Siderúrgica Mutún (ESM) no se llegó a vender el mineral por razones logísticas. Por ejemplo no está lista la carretera Puerto Busch - Mutún, no e xisten barcazas para sacar mineral y tampoco una terminal par efectuar los despachos de la carga en Puerto Busch.Al respecto el ex ministro de minería, Dionisio Garzón, señaló que la side-rurgia es aquí - y en cualquier parte del mundo - un negocio que depende en mayor grado de la ubicación y de la in-fraestructura física e industrial con que se cuente, más que de las reservas de mineral.En el caso del Mutún, aclara que con una ubicación en el centro del conti-nente, lejos de las costas y de los mer-cados, es muy poco competitivo.

“Por eso estuvo más de medio siglo, desde la nacionalización de las minas, entre idas y venidas por tratar de imple-mentarlo. A mi criterio el Mutún ha sido y todavía es un elefante blanco”, afirma Garzón.Sin embargo, en el 2013 la empresa minera estatal esperaba exportar al menos 100 mil toneladas de hierro. En este propósito el Gobierno aprobó un decreto en el mes de octubre para des-tinar más de 24 millones de bolivianos a la construcción de la terminal de carga de Puerto Busch, en Santa Cruz. Hasta la fecha solo se ha iniciado el me-joramiento y mantenimiento del tramo carretero Mutún-Puerto Busch, que vincula al país con Brasil. Asimismo, el Ministerio de este sector, anunció que se licitará la construcción del ferrocarril de Motacucito hacia Puerto Busch.Uno de los clientes con el que espera la ESM cerrar la venta de mineral, a 30 dólares por tonelada en planta, es la empresa Acepar de Paraguay. De conc-retarse la comercialización podría ga-nar $us 2.6 millones, dependiendo del

precio del mercado.Para el experto, la ESM debiera encarar un proyecto modular, primero minero, cuya escala debiera determinarse en base a los hipotéticos mercados y los costos de transporte y luego pasar a un proyecto siderúrgico de productos in-termedios (Arrabio y/o hierro esponja) para las acerías de la región. Mientras tanto se podría definir la es-cala de acería, que podría soportar el mercado interno y de los países de la región. Posteriormente si los números soportan mayores aventuras, se podría pensar en los mercados de ultramar.Por otro lado, el Gobierno planea lanzar la licitación para el otro 50% del Mutún, porcentaje que aún se encuentra en li-tigio con la Jindal, una vez se apruebe la Ley de Minería en Bolivia. Según declaraciones del Ministro de este sector, Mario Virreira, empresas chinas habrían manifestado su interés por la explotación del hierro en el Mutún, además para invertir en la zona de forma integral construyendo plantas siderúrgicas y una termoeléctrica. ▲

A MáS DE un Año DE LA SALiDA DE jinDAL, LA ESM no puEDE ExpoRtAR EL hiERRo

350 mil toneladas de hierro se encuentran acumuladas en El Mutún.

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Expertos consideran que la ubicación del Mutún lejos de las costas y los mer-cados lo torna menos competitivo.

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os resultados poco satisfactorios de la gestión 2013 de la minería boliviana se deben, en gran parte al proceso de esta-tización y de nacionalizaciones de parte del gobierno, coinciden en señalar los ex-pertos en minería boliviana. En este marco, Huanuni, Coro Coro, Kara-chipampa y los proyectos del Mutún y el del litio no han despegado como se espe-raba, debido a la falta de inversión y tec-nología orientada a la expansión de los yacimientos y mejora de su producción.

En este tema Henry Oporto, experto en minería, opina que la injerencia política y el peso abrumador del sindicalismo han sido determinantes para la debacle de la nacionalización reflejados por ejemplo, en la Corporación Minera de Bolivia (Co-mibol), que ha sido víctima del aumento irracional de personal, costos exorbitan-tes, malas decisiones gerenciales y otros problemas más. Como dato, destaca el cambio de seis presidentes en siete años.

“La corporación no cuenta con la ca-pacidad de invertir y desarrollar proyec-tos mineros, así lo ha demostrado en las numerosas dificultades para administrar bien las tres empresas a su cargo: Huanu-ni, Colquiri y Corocoro”, sostiene.

Si bien no se conocen los datos a fin de año, las cifras preliminares dan cuenta de que Huanuni tiene una muy baja per-

formance por el elevado costo de la pla-nilla de trabajadores (casi 5.000) y el costo operativo que se incrementa substancial-mente quedando vulnerable a cualquier bajón de precios que le provocaría pérdi-das operativas.

Según datos oficiales, la producción de estaño de la Empresa Minera Huanuni cayó en 11,5% debido a fallas en los inge-nios Santa Elena y Machacamarca, al ago-tamiento de las vetas del yacimiento por falta de inversión y a los conflictos socia-les ocurridos en mayo pasado. La estatal sumó una producción de 6.441 toneladas métrica finas (TMF) hasta septiembre de 2012, pero en similar periodo de 2013 sólo extrajo 5.702 TMF.

Respecto al caso de Colquiri, si bien reportó ganancias, la productividad de las operaciones es considerablemente más baja que lo que era con la administración privada, además que se ha visto sumido en conflictos en torno a la disputa por la veta Rosario.

En este yacimiento minero operan 776 mineros cuentapropistas reunidos en tres cooperativas, la mayoría en la 26 de Febrero, con operaciones califica-das de rústicas porque no son las más adecuadas para explotar este tipo de yacimientos.

Por su parte Enrique Arteaga, analista

económico sostiene que la minera Coro-coro no encontró las reservas suficientes como para viabilizar su desarrollo, aun-que para este año el gobierno anunció un aumento de la producción de cátodos de cobre de 70 toneladas métricas finas (TMF) mes a 150 TMF gracias a la repara-ción del dique de colas y el área de lixi-viación por agitación. Sin embargo, esta producción se dará desde 2014.

Los grandes pendientes son el desa-rrollo del Mutún y la industria del litio que está estancado por problemas técnicos y que para muchos, debe encararse de ma-nera distinta.

Según Arteaga, actualmente la mi-nería depende de los pocos proyectos mineros privados - San Cristóbal, San Bar-tolomé (operación hidrometalúrgica que produce plata metálica), San Vicente y las minas del Grupo Sinchy Huayra de menor escala de producción – que continúan con su bajo perfil, sin mayores inversio-nes en exploración para la reposición de reservas y sin nuevos proyectos en pers-pectiva.

“Si no se descubren y operan nuevas minas, el futuro de nuestra producción minera es incierto, pero para esto se re-quiere de una nueva Ley Minera que genere un clima de inversión”, opinó Ar-teaga. ▲

MinERAS EStAtALES con RESuLtADoS DEFicitARioS

El complejo minero huanuni, dependiente de la comibol tiene en su planilla a cerca de 5,000 trabajadores, cuya cantidad de funcionarios generó críticas entre los entendidos.

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La injerencia política y los excesos del sindicalismo fueron los principales males que afectan a proyectos mineros como huanuni, corocoro y colquiri, junto a la falta de inversión.

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l oro redujo su valor de 1.681 a 1.321 dólares la onza troy en el periodo com-prendido entre enero y septiembre de 2013, de acuerdo a la cotización de la Bolsa de Metales de Metales de Lon-dres.En el transcurso de ese tiempo, el metal dorado perdió un 21% su valor luego de que los inversores internaciona-les captaran ganancias y retiraran sus posiciones, sin embargo se observa un lento regreso de los capitales. Entendidos en el tema, señalan que el principal disparador de la caída del oro fue la especulación de que la Reserva Federal de los EE.UU. comenzaría a adoptar una postura distinta respecto a su política monetaria. A pesar de ello, diferentes expertos en oro de inversión, como el suizo Felix Zulauf, declaró a medios escritos que el 2014 será excelente para el precio de este metal, el cual recuperará su ten-dencia alcista de los últimos años. Según el especialista, los inversores apuestan por el oro de inversión como mecanismo de rentabilidad a largo

plazo. En particular, los inversores de China e India contratan oro para prote-gerse contra la mala gestión política y la caída de valor de las monedas frente al dólar. “Los inversores vuelven al oro cuando se dan cuenta de que la oferta mon-etaria sigue creciendo y el papel mone-da se devalúa cada vez más”, afirma Zulauf.De acuerdo a los expertos, el valor del oro, contrariamente a otras inversiones, no está ligado a un emisor que puede quebrar. Por eso este metal se ha con-vertido en refugio para los ahorristas europeos y estadounidenses. “El metal dorado se ha convertido en uno de los depósitos de valor más im-portantes frente a la incertidumbre”, aseguran.En el caso de Bolivia, el titular de Min-ería, Mario Virreira señaló que la caída en la cotización del oro influirá en los ingresos de empresas privadas y en las cooperativas mineras. Se entiende que este hecho también tendrá su efecto en la Empresa Boliviana del Oro (EBO),

cuya comercialización del metal pre-cioso declinará, situación que compli-cará también a la producción de plata y en menos escala a la de estaño.La merma en la cotización internacional del oro ocasionó también una caída en el valor de las reservas del Banco Cen-tral de Bolivia (BCB), que tuvo que an-otar con cifras rojas un 11,6% menos en su registro interno, lo que significó en los primeros cuatro meses de 2013 una reducción de 288 millones de dólares.Sin embargo, en cuanto a regalías au-ríferas se reportó 66 millones de bolivi-anos recaudados por este concepto en los primeros ocho meses de la gestión pasada, beneficiando a siete de los nueve departamentos de Bolivia.Así lo registra el Sistema Nacional de Información sobre Comercialización y Exportaciones Mineras (SINACOM) y se-ñala que La Paz recibió 36.01 millones de bolivianos por regalía aurífera, Oru-ro 19.87 millones, Santa Cruz 8.63 mil-lones, Beni 1.10 millones, Potosí 907.632, Cochabamba 144.984 y Pando 120.074 bolivianos. ▲

EL oRo BAjó Su pREcio En 21% Y AFEctARá GAnAnciA AnuAL

En Bolivia reportan que el aporte productivo por la explotación del oro se verá afectado en el cierre de gestión.

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En la pasada gestión la onza troy de oro bajó de 1.681 a 1.321 dólares. Bolivia recaudó 66 MM de bolivianos por regalías auríferas.

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n los últimos años, la exploración de litio ha experimentado un impor-tante crecimiento en la región argenti-na y chilena, dadas las altas expectati-vas generadas en el mercado mundial, sin embargo expertos coinciden en se-ñalar que la verdadera riqueza de este metal está en darle valor agregado, y esta fase aún no avanza en Sudamérica.

Las mayores reservas de litio del mundo se encuentran en la zona deno-minada el Triángulo del Litio, compren-dida por Bolivia (Salar de Uyuni), Chile (Salar de Atacama) y Argentina (salares de la puna). La mayor demanda de este mineral se debe a su utilización en la fabricación de baterías para celulares, tablets y autos eléctricos.

A pesar de que Bolivia tiene el yaci-miento más grande, en el Salar de Uyu-ni, el país que más ha explotado el litio es Chile, que tiene la segunda reserva del mundo en el salar de Atacama y es actualmente, junto con Australia, el principal productor internacional. Analistas destacan el fuerte crecimien-to que ha tenido el valor del litio, que desde 1998 aumentó en un 238%, se-

gún cálculos publicados en medios chilenos.

En este tema Jaime Alée, director del proyecto Centro Innovación del Li-tio, de la Universidad de Chile, explicó a Reporte Energía que otros metales como el oro y el cobre seguirán valien-do mucho más que el litio, porque son mucho más escasos.

“El mercado del litio es muy peque-ño, hoy en día se usan apenas 160.000 toneladas (t) de carbonato de litio, el to-tal de lo que se produce en el mundo. Y se trata de un negocio que genera unos 500 a 600 millones de dólares, comparado a los 50.000 a 60.000 mi-llones de dólares que genera el cobre”, explicó.

En cuanto a la creciente deman-da de este metal, expertos como Alée aseguran que las reservas de litio son suficientes para 1.000 años, algo que garantizará que su precio se mantenga bajo. Por eso, los científicos creen que la verdadera fortuna asociada al litio no está en la extracción, sino en el valor agregado.

En Chile, la producción actual de

litio (59.000 t) es extraída por las dos empresas que hasta ahora tenían la ex-clusividad del mercado: Sociedad Quí-mica y Minera de Chile (SQM), de capi-tales nacionales, y Sociedad Chilena del Litio, en manos de la estadounidense Rockwood.

Al respecto Juan Carlos Zuleta, ex-perto en economía del litio, señaló que el gran problema que tiene Bolivia es la falta de una definición clara del tipo de tecnología que debe utilizarse en el Sa-lar de Uyuni, remarcando que se trata del yacimiento más grande del mundo.

Ahora en cuanto a los proyectos que lleva en marcha el Gobierno, cues-tionó cómo hasta ahora, después de más de 5 años y medio de experimen-tación infructuosa, el proyecto piloto no ha logrado cumplir sus metas míni-mas de producción, tanto de carbona-to de litio (40 t/mes) como de cloruro de potasio (1.000 t/mes).

Por otro lado, Zuleta dijo que el proyecto piloto de baterías de litio en proceso de construcción en la zona de La Palca, Potosí, no será otra cosa que un “nuevo elefante blanco”, aclarando que funcionará con todos los insumos importados de China, incluidos los compuestos de litio.

Es así, que Bolivia todavía no extrae litio a gran escala, aunque el Gobierno Central ha buscado crear alianzas con empresas de Francia, Japón y con el de Corea del Sur para obtener la tecno-logía necesaria para la extracción, sin ceder la soberanía del país sobre este bien tan preciado.

En el caso de Argentina, según la evaluación de los especialistas, este país no deja de tener sus propias com-plicaciones debido a que muchas cor-poraciones extranjeras establecidas allí (desde 2009) han empezado a poner en duda su incorporación al mercado internacional de litio mientras preva-lezcan condiciones regulatorias desfa-vorables a sus intereses, tales como el control de divisas y otras normas tribu-tarias.

A pesar de ello, la automotriz ja-ponesa Toyota compró el 25% de un yacimiento de litio en el salar de Olaroz, en Jujuy, que será explotado junto con la minera australiana Orocobre y el Go-bierno de esa provincia, a partir de abril de 2014. ▲

VEn MAYoR ExpLotAción DE Litio En LA REGión, pERo Sin VALoR AGREGADo

Esta planta de litio se construye en el salar de olaroz, Argentina, es uno de lo más grandes emprendimientos en ese país y producirá 17.500 t. de carbonato de litio desde 2014.

En Bolivia falta aplicar tecnología adecuada en el Salar de uyuni. Argentina todavía tiene problemas en su regulación. chile es el mayor productor pero aún no incursiona en la industrialización

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MINERÍApág.62

chile subió en 7% su producción de cobre

Minera canadiense inició arbitraje contra Bolivia

triplicarán producción de estaño para el 2014

La plata llegó a su mínimo en más de un año

china invertirá 12 mil MM de dólares en perú

cooperativistas piden aprobar Ley Minera

Un incremento de 6,8% registró la pro-ducción chilena de cobre en enero-septiem-bre, frente a igual lapso de tiempo del año anterior.

El último boletín mensual elaborado por la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), de-talla que con el alza, la producción del princi-pal producto de exportación del país alcanzó 4.2 millones de toneladas, superando las 3.9 millones de toneladas de igual período de 2012. La minera estatal desarrolla un plan de inversiones por $us 25 mil millones al 2025.

La canadiense South American Silver Lim-ited inició en mayo del anterior año, un arbi-traje internacional contra el Estado boliviano por la reversión “sin compensación” de su con-cesión minera en Mallku Khota. El yacimiento está ubicado al norte de Potosí, una de las minas de plata, indio y galio más grandes del mundo.

Se hará bajo el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI) y de conformidad con el Tratado de Promoción y Protección de Inversiones suscrito entre Bo-livia y el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda.

A partir del 2014, la Empresa Metalúrgica de Vinto (EMV) requerirá el triple de producción de estaño, debido a que entrará en operación el horno Ausmelt, afirmó el ministro de Minería, Mario Virreira.

Actualmente, la producción de la Empresa Minera Huanuni llega, en promedio, a más de 800 toneladas métricas finas (TMF) por mes. Mientras que en Colquiri esa cifra es de 320 TMF.

La cotización de la plata cayó a su mínimo en más de un año. En abril de 2013, estuvo en 22 dólares la onza troy. En tanto que el otro metal precioso, el oro, sigue recuperándose. En tanto que los minerales básicos también registraron bajadas, el cobre cotizaba 3,14 dólares la libra fina, el estaño 9.45 dólares, el plomo 91 centavos y el zinc 84 centavos, de acuerdo con el regis-tro diario del Ministerio de Minería, con datos del London Metal Exchange.

En los próximos años, China invertirá más de $us 12 mil millones en Perú, manifestó el presidente de la Cámara de Comercio Perú-China, José Tam Pérez. Indicó que el interés de la nación asiática se concentra en la minería, el petróleo, las telecomunicaciones, la infrae-structura y la agricultura.

Asimismo, señaló que hay aproximada-mente 100 empresas chinas en el país. Desta-có los avances en lo que respecta a intercam-bios como consecuencia del Tratado de Libre Comercio (TLC) entre ambos gobiernos.

La Federación Nacional de Cooperati-vas Mineras (Fencomin) demandó al Jefe de Estado aprobar la nueva Ley de Minería hasta finales de 2013 (aspecto que no se cumplió hasta el cierre de esta edición).

Con ese propósito, una comisión de Fencomin y dirigentes cooperativistas de Potosí se reunieron con el jefe de Estado en la víspera, donde expresaron las demandas del sector respecto a la necesidad de contar con más áreas de explotación minera en el norte de Potosí.

Demanda china de cobre presionaría precio al alza

El índice de producción industrial de China se elevó más de lo esperado por los analistas en octubre, y las importaciones de cobre refinado del gigante asiático an-otaron en septiembre de 2013 su mayor alza desde febrero de 2012. El año pasado, el precio del cobre acumuló una baja de 9.97% hasta los $us 3.232 la libra en la Bol-sa de Metales de Londres. Buena parte del

optimismo de los analistas se debe a que sólo en el tercer trimestre de 2013, el valor de la libra de metal rojo avanzó poco más de 8%, el mayor incremento en seis tri-mestres. Según un informe publicado por Barclays, las compras de China seguirían al alza dado que en septiembre de 2013 los embarques de cobre subieron un 32% comparado con el mes anterior.

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ENERGíA ALTERNATIVADiciembre 2013 | Enero 2014

SENTARON LAS BASES PARA IM-PULSAR CON GRAN FUERZA LA CONCRECIóN DE ESTE TIPO DE PROyECTOS EN ChILE, ECUADOR y URUGUAy, PAíSES qUE CONS-TRUIRáN PARqUES SOLARES y EóLICOS SUMANDO 1000 MW.

energías alternativas con futuroalentador

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l 2013 ha marcado un hito para las ener-gías renovables de América Latina, pues-to que se sentaron las bases para un potencial en la ejecución de proyectos en los próximos años mediante políti-cas energéticas de los diferentes países, coinciden expertos vinculados en esta área.

Varios países de la región estudian la implementación de marcos normativos para el desarrollo e incentivo de proyec-tos de energías renovables. Asimismo, consideran diferentes modelos tales como el sistema alemán, que evidenció un éxito rotundo en los últimos 13 años desde su implementación.

Para el 2014, distintos analistas coin-ciden en señalar que será sin duda el año de la ejecución de proyectos importan-tes en la región, con la posibilidad de alcanzar hasta 1.000 megavatios (MW) de capacidad instalada en toda la región.

Al respecto, Carlos Peláez del Institu-to de la Competencia y Derecho energé-tico de la Universidad de Berlín (EWeRK, por sus siglas en alemán) proyecta que será un año donde se pondrá a prueba el gran desafío de construir, con la falta de proveedores locales de servicios e insumos los parques de generación de energía alternativa.

Al mismo tiempo, apunta que en vista de posibles grandes proyectos se debe contar con capacidades suficientes de transmisión y distribución. Además la participación de las empresas adminis-tradoras de redes.

Del mismo modo enfatiza que es de vital importancia para la factibilidad de los proyectos renovables. “Las normas

GRAnDES AVAncES En EnERGíAS REnoVABLES En LA REGión

El parque fotovoltaico más grande de América Latina se construye en chile. inyectará 270 gigavatios desde el primer trimestre de 2014.

E deben prever la participación en base a asociaciones, PPAs (Power Purchase Agreements) y/o PPPs (Public Private

Partnerships), los cuáles deben ser su-pervigilados y regulados por las agen-cias reguladoras correspondientes”, dijo

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El 2014 se ejucu-tarán proyectos importantes en la región con la posi-bilidad de alcanzar hasta 1.000 MW de capacidad ins-talada en toda la región.

La implementación de un marco ju-rídico adecuado y en consonancia con la política energética de cada país; mayor financiamiento; la falta de know how y la renovación de la infraestructura eléctrica son los cua-tros principales obstáculos para el desarrollo de ese tipo de energía en América Latina.No se debe tomar el modelo de un país extranjero y pretender copiarlo e implementarlo a una realidad nacio-nal. Más bien es imprescindible el tra-bajo con equipos con la experiencia y el conocimiento técnico necesarios para analizar el escenario en cada país.Por otro lado, se deben crear normas que permitan que los proyectos de energías renovables se complemen-ten y se integren a la matriz energéti-ca convencional existente.En cuanto a el financiamiento, debe ir ligado a la factibilidad económica de cada proyecto. En esta área estamos

creando una experiencia completa-mente nueva. Es importante que las instituciones financieras locales se fa-miliaricen con los proyectos de ener-gías renovables, que comprendan su estructura financiera, sus riesgos, sus plazos y que estén dispuestas a traba-jar en combinación con recursos esta-tales, mixtos e inversiones extranjeras.A estos aspectos se suma la falta de know how y mano de obra local. Es importante que se capaciten a jóve-nes ingenieros y demás profesionales, de manera que en el mediano plazo exista una estructura local de pres-tadores de servicios y proveedores que permitan disminuir los costos y posibiliten el mantenimiento de las infraestructura. Finalmente, las redes eléctricas en la mayoría de los países de la región requieren ser ampliadas y renovadas, además de incorporarse nuevas redes que deben ser construidas.

Carlos Peláez

“todavía existen grandes obstáculos por superar”

Experto en energías renovables de EWeRK

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Peláez.Se prevé que los mayores empredimientos en este tipo

de energía se susciten en Chile, Ecuador y Uruguay, países que protagonizarán la construcción de parques solares y eólicos. Esta fase de construcción concluirá en muchos ca-sos el 2015 lanzando sus primeros resultados el 2016.

De esta experiencia dependerá el escepticismo de em-presas de todo el mundo que están siguiendo con gran interés el desarrollo de las energías renovables en América Latina.

En el Perú se ha construido el primer parque solar de gran escala (40MW) de América Latina, ubicado en la re-gión de Tacna. Además se está cerrando la licitación de 500 mil paneles solares para uso doméstico de familias rurales y se está iniciando la construcción de un parque eólico en la costa.

Por su parte, Bolivia ha mostrado una iniciativa en el área eólica con un proyecto de 3 MW en la región de Qoll-pana. Si bien es un proyecto a una escala menor, significa un hito importante en la energías renovables para el país. Una vez concluido este proyecto, concentrará sus esfuer-zos en desarrollar un parque eólico de 50 MW.

Al respecto, Peláez afirmó que es un hecho, que las energías renovables llegaron para quedarse en América Latina. Esto significará un cambio positivo en la matriz energética, en relación con la producción y uso de energía y el surgimiento de una conciencia ambiental en los ciu-dadanos.

“Así como en países desarrollados, no será extraño mientras viajamos por nuestras carreteras nos encontrar-nos con un paisaje diferente, con presencia de parques eó-licos y solares, plantas de biogás o biomasa, y sentir que el cambio limpio de matriz energética ha llegado a nuestras vidas”, dijo Peláez. ▲

Los primeros países latinoamericanos que han experimentado el uso de bioenergía y donde desarrollan la tecnología a mayor escala es en Colombia, Brasil y Guatemala, señala la Red Iberoamericana de Bioenergías.

Al respecto, José María Rincón Martínez, coordinador de la Red de Bioenergía, expli-có que se espera llegar ell 2020 con un 20% más de energía renovable. Europa es uno de los principales consumidores de bioenergía y también el principal cooperador de los paí-ses iberoamericanos en este tema. Asimismo, enfatizó los aspectos económicos, técnicos y ambientales como los principales motivos

que impiden su desarrollo en muchos países. Rincón, proyectó que la biomasa regre-

sará como opción para obtener energía, pero con tecnología más avanzada y mejor apro-vechamiento de sus recursos. Como también habrá diferentes formas de combustibles, que pueden venir en estado gaseoso o líquido a partir de recursos naturales renovables y ya no fósiles, dijo. “La gran ventaja de la utilización de bioenergías se traducirá en la generación de empleos, el uso del recurso tierra, la segu-ridad energética y la democratización de la energía para todos los habitantes del planeta”, concluyó.

colombia, Brasil y Guatemala los primeros en biomasa

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colombia sube mezcla de biocombustibles

Brasil y uruguay avanzan en integración energética

Brasil alcanzará 7,7 GW de capacidad instalada en energía eólica

parque fotovoltaico más grande de la región entrará en operación el 2014

parque qollpana registra 85% de avance

En los dos últimos años Colombia duplicó la producción de biodiésel ubicándose como el tercer productor en Sudamérica después de Argentina, e incrementó los volúmenes de etanol en más del 20 por ciento, lo que lo posi-ciona en segundo lugar después de Brasil en la región. El incremento en la producción de eta-nol permitió hace cuatro meses la subida en la mezcla con gasolina de 7 a 8%. Las proyec-ciones de aumento de producción de los bio-combustibles aumentaría con la construcción de nuevas plantas hasta el 2015.

Funcionarios de Brasil y Uruguay se reuni-eron en Brasilia para avanzar en lineamientos acordados por ambos gobiernos en el Grupo de Alto Nivel (GAN), y discutir temas de inte-gración productiva, en los sectores automo-triz, eólico y naval.

Ambos países buscan soluciones para los planes conjuntos de construcción de nuevos parques eólicos. El año pasado se firmó un acuerdo para la construcción de estos, entre las entidades Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay y Electrobras de Brasil. Reci-entemente se licitó la construcción del prim-ero de ellos en Colonia (sureste).

A pesar de algunos problemas en los últimos dos años, la energía eólica ha mostrado una trayectoria virtuosa de crecimiento en Brasil. Los datos del 2012 sitúan al país en un escenario internacional, ocupando la octava posición en el aumento de la capacidad instalada de energía eólica. Brasil terminará el próximo año con aproximadamente 7,7 GW de capacidad insta-lada, que representan más del 4% de participación en la matriz energética.

Pese a que la ocurrencia de accidentes eléctricos es uno de los perjuicios de mayor impacto en la industria, la mayoría de las empresas todavía no cuentan con medidas de seguridad que permitan prevenir los mismos, según Pablo Cast-edo. De acuerdo a datos estadísticos un 80% de todos los incendios que suceden en la industria son provocados por accidentes eléctricos y el mal manejo de las instalaciones.

En marzo de 2013 se firmó el con-trato para la ejecución del Parque Eóli-co de Qollpana, el cual ha alcanzado a la fecha aproximadamente el 85% de avance y se prevé entregar a oper-ación comercial en dicembre de 2013, informó Corani.

En la primera fase del proyecto se montaron dos aerogeneradores con una capacidad instalada de 3 MW, que tendrán una altura de 120 metros, según informa la entidad en la web del proyecto.

chile impulsa el desarrollode energías renovables

Chile instala en este momento 702 MW de energías renovables, sobre todo eólica, pero también una termosolar y varias centrales de energía solar fotovol-taica, de acuerdo a las cifras del Reporte de ERNC del mes de octubre del Centro de Energías Renovables (CER).

El Reporte destaca la existencia de 702 MW en construcción, liderados por la

tecnología eólica que acapara casi el 70% de los proyectos que están en etapa de levantamiento. “

La generación ERNC acumulada en 2013 corresponde al 5,79% de la energía total producida en los sistemas, corre-spondiente el 53% a bioenergía, 34% a mini hidráulica, 13% a eólica y 0,1% a so-lar”, asevera el Reporte ERNC.

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MEDIO AMBIENTEDiciembre 2013 | Enero 2014

yPFB y EL MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE y AGUA TRABAjARON EN UN DECRETO REGLAMENTARIO qUE PERMITIRá EL INGRESO A LAS áREAS PROTEGIDAS. INDíGENAS TEMEN UN DAñO A LOS LUGARES DONDE hABI-TAN.

apuestan por eXplotaciÓn de gas en áreas protegidas

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l anuncio realizado por el vicepresi-dente Álvaro García Linera durante el III Congreso Internacional Gas & Petróleo, realizado a finales de mayo del 2013, re-ferido a que YPFB realizará actividades de exploración en parques nacionales no tiene “marcha atrás”, ya que a par-tir de esa fecha el gobierno trabajó en estudios y normativas para dar las con-diciones necesarias al ingreso a estas áreas que, según estimaciones, cuenta con un alto potencial hidrocarburífero.

Al respecto, el viceministro de Ex-ploración y Explotación de Hidrocar-buros, Eduardo Alarcón, dio a conocer en agosto que conjuntamente con YPFB Corporación y el Ministerio de Medio Ambiente y Agua se trabajó en un decreto reglamentario que permita el ingreso a las áreas protegidas.

Paralelamente señaló que una co-misión conformada por diferentes ins-tituciones viajó a Brasil para conocer su experiencia de explotación de hidro-carburos en áreas protegidas, donde aseguró que los impactos ambientales fueron mínimos.

Remarcó que “el afán no es dañar el medio ambiente”, sino explotar los recursos naturales que hacen falta para el bien de los bolivianos.

La decisión de explotar estos recur-sos en parques nacionales se debe a que, según declaraciones del vicepresi-dente, son áreas con alto potencial pe-trolero y gasífero, descubiertas hace 30 años, las cuales serán explotadas “con una visión de patria” y con el cuidado de encaminar paralelamente políticas de mitigación de impacto ambiental.

ExpLoRAción En áREAS pRotEGiDAS no tiEnE MARchA AtRáS; inDíGEnAS En ALERtA

En las inmediaciones del parque Aguaragüe ya se realizan actividades exploratorias.

E “Está bien que tengamos parques y somos un país profundamente respe-tuoso de la madre tierra, pero eso no significa que nos quedaremos viviendo como hace 400 años para que vengan otros a explotar las riquezas que aún no hemos aprovechado”, manifestó en el Congreso de YPFB.

Aseveró que el Estado invertirá la cantidad de dinero que sea necesaria para garantizar el cuidado ambiental en estas áreas, pero que no dejará de estudiarlas.

Bolivia tiene 123 áreas protegidas,

22 de carácter nacional, 23 departa-mentales y 78 municipales. Entre los más importantes están el Territorio In-dígena Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis), el Aguaragüe, San Matías, Kaa-Iya, Amboró, Iñao y Apolobamba.

Se conoce la existencia de estudios técnicos que confirman importantes reservas en el parque Aguaragüe en Tarija, Madidi en La Paz y el Tipnis entre Cochabamba y Beni.

Además cabe señalar que se reali-zan actividades en inmediaciones de estos parques. YPFB Petroandina tiene

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El Gobierno trabajó en el 2013 en la realización de un decreto que norme el ingreso a estas áreas y en el conocimiento de experiencias en otros países

Para nosotros como Nación Guaraní el tema es preocupante porque en realidad tenemos áreas protegidas y parques como el Aguarague que está ubicado por la capitanía de Vi-lla Montes, Caraparí y Yacuiba y el Kaa-Iya en el territorio del Alto y Bajo Izozog.Por el momento no hay ninguna ac-tividad y no vamos a permitir que se esté haciendo exploración dentro de nuestras áreas protegidas mucho más dentro del parque, pero creo que eso se tendrá que discutir luego.

Cuando salió el decreto nosotros ha-bíamos dicho en una asamblea que no estábamos de acuerdo y estamos planteando que debe hacer una ley exclusiva para las áreas protegidas y debe trabajarse con los pueblos in-dígenas.El gobierno tiene que ser práctico con nosotros en este tema por-que en realidad ni siquiera nos han consultado para sacar un decreto y como Nación Guaraní creo que una vez se empiece aplicar este tema va haber seguramente conflicto.

Nelson Bartolo

“no nos han consultado para sacar un decreto”

Secretario de Recursos naturales de la ApG

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adjudicadas cuatro bloques en Aguara-güe, en donde hasta la fecha se inició la perforación del pozo Timboy- X2 en el área Aguaragüe Sur A.

En las otras tres áreas (Aguaragüe Centro, Aguaragüe Norte y Aguaragüe Sur B) la petrolera de capital venezola-no y de YPFB, debe realizar el trámite de licencia ambiental en el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el Ministerio de Medio Ambiente.

InDíGenaS anunCIaRon ReSISTenCIaLos indígenas del país manifestaron

su preocupación por el anuncio guber-namental de realizar la explotación de hidrocarburos en parques nacionales y áreas protegidas y que de llegarse a esa situación anunciaron que habrá resis-tencia.

El presidente de la Subcentral del Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro Sécure (Tipnis), Fernando Vargas, señaló que una eventual explotación petrolera en áreas protegidas no sólo afectará al hábitat de los pueblos ori-ginarios, sino que representa un gran daño a los diversos ecosistemas que Bo-livia posee.

También argumentó que la posición política que expresó el vicepresiden-te en el congreso de gas y petróleo de YPFB es contradictoria a la que manifes-tó el presidente Evo Morales que se qui-

so mostrar al mundo como defensor de la naturaleza y de la “madre tierra”.

Por su parte, la Asamblea del Pue-blo Guaraní (APG) resolvió declararse en estado de emergencia y exigió validar y aprobar la propuesta de Ley Marco de Consulta, antes de cualquier actividad petrolera en las reservas naturales.

“El Gobierno tiene que ser práctico con nosotros en este tema porque en realidad ni siquiera nos han consultado para sacar un decreto y como Nación Guaraní creo que una vez se empiece aplicar este tema va haber conflicto seguramente”, afirmó Nelson Bartolo, secretario de Recursos Naturales de la APG.

En esta línea, el dirigente indígena de la Confederación de Pueblos Indíge-nas de Bolivia (Cidob), Adolfo Chávez, pidió al Gobierno llevar adelante un referéndum o consulta indígena para posibilitar una eventual exploración y explotación de hidrocarburos en las áreas protegidas del país o reformar la Constitución Política del Estado (CPE) para modificar la vocación de servicio ambiental de las reservas.

“Para no entrar en conflicto, lo más sano es que la población sea consultada a través de un referéndum, y diga si está dispuesta a destruir el medio ambiente, que no sea el Ejecutivo que decida a tra-vés de un decreto”, dijo. ▲

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El vicepresidente aseguró que se realizarán las acciones necesarias para mitigar los impactos ambientales.

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cAF: Bolivia invirtió $us 300 millones en programas de agua y saneamiento

Ministerio de Medio Ambiente busca reforestar el altiplano

La CAF (Banco de Desarrollo de América Latina) informó que la inver-sión pública de Bolivia en el sector de agua y saneamiento, pasó de $us 83 millones en el 2008 a cerca de $us 300 millones en el 2013.

En un comunicado institucional, la CAF explicó que financia en Bolivia, a través de créditos, los programas Mi Agua, Proar (Programa Agua y Riego para Bolivia) y PROINSA III (Programa de Inversiones en Saneamiento).

Los datos se conocieron en el taller denominado manejo integral del agua

en Bolivia, logros y tareas pendientes, en el cual, la CAF presentó los resultados y proyecciones de los programas que apoya en Bolivia.

“Estamos comprometidos con este sector, nuestros niveles de aprobación están sobre los $us 1.200 millones anu-ales en proyectos de agua y vemos que esto es una constante a nivel de Lati-noamérica. Los países están haciendo los esfuerzos necesarios para llegar a una cobertura con inclusión y equidad”, indicó el Vicepresidente de Desarrollo Social de la CAF, José Carrera.

En el marco de la campaña Mi Ár-bol, el Ministerio de Medio Ambiente y Agua (MMAyA) producirá 600 mil plantines en el vivero de la Ciudad del Niño Jesús, en La Paz, para reforestar especialmente la zona del altiplano informó José Maldonado, director de Sustentar, unidad dependiente de ese despacho.

“Se pretende producir 600 mil plantines de diferentes especies. El convenio consiste en que el Ministe-

rio de Medio Ambiente da el 60 % del costo del proyecto, quiere decir que compramos tierra, bolsitas, sustrato y todo eso, la Gobernación entra en contraparte dotándonos de agua y la infraestructura”, precisó en un bo-letín de prensa.

El proyecto es ejecutado por ingenieros forestales del MMAyA y supervisado por estudiantes de la carrera de Ingeniería Agrónoma de la Universidad Pública de El Alto (UPEA).

Ven débil gestión de riesgos del agua en empresas El informe mundial del agua 2013,

elaborado por la organización interna-cional CDP muestra que una “equivo-cada” gestión de riesgos relacionada con el agua es común en las grandes empresas globales, puesto que el en-foque corporativo se dirigió apenas a la reducción del uso del agua.

Esto implica, según esta entidad que trabaja con inversionistas y em-presas de todo el mundo, que preve-nir el cambio climático y proteger los recursos naturales es una respuesta inadecuada a los riesgos inmediatos y sustanciales del agua.

El nuevo informe, con base en da-tos proporcionados al CDP por parte de las 180 compañías que figuran en el FTSE Global Equity Index 500, propor-ciona un análisis de empresas como BP, Bayer, Lockheed Martin, General Mo-tors, Nestlé, Unilever y Wal-Mart.

Dentro de las conclusiones del mis-mo se señala que el manejo del agua

representa un riesgo sustancial, que amenaza la rentabilidad y la seguridad de los accionistas, principalmente en los sectores de energía, materiales y bienes de consumo.

Cada empresa de la muestra en-frenta un promedio de siete riesgos relacionados con el agua, mientras que

para el 70% de las compañías este re-curso representa un riesgo sustancial para sus negocios y la mitad ha experi-mentado impactos negativos en sus actividades en los últimos cinco años.

Para la CDP, una visión de corto plazo es un error y no es la respuesta necesaria a la amplia gama de riesgos

que enfrentan estas compañías. Cate Lamb, jefe del programa de

Agua del CDP, indicó que pese a que todas las empresas observan enormes progresos en la capacidad de identi-ficar los riesgos relacionados con el agua, el enfoque de la gestión es un error.

Los datos muestran que existe un bajo nivel de planificación estratégica. sólo el 6% de las empresas tienen me-tas y objetivos para la participación de la comunidad, el 4% para sus cadenas de suministro, el 3% para la gestión de agua y el 1% para transparencia.

Ni una sola compañía informa ob-jetivos de políticas públicas, y el 15% de las empresas no cumplen con las normas para descarte de agua.

CDP es una organización sin fines de lucro que provee un sistema global único para que las compañías midan, difundan, administren y compartan datos vitales sobre el medioambiente.

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l International Gas and Energy Fo-rum (IGEF), junto a Reporte Energía fue el impulsor y organizador de eventos energéticos y especializa-dos para la industria petrolera este 2013, como el International Work-shop on Seismic Exploration Tech-nology for Oil & Gas (Lima, Perú), el Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS en Tarija, Bolivia) y su con-greso energético IGEF Perú 2013.

Actualmente el IGEF produce información, recoge propuestas y experiencias a través de congresos, reuniones técnicas o mesas de tra-bajo sobre petróleo, gas y todas las fuentes de energía posibles. Su fin es generar insumos para la toma de decisiones y ampliar la red de rela-ciones en su ámbito de acción.

En esta línea se realizó el Inter-national Workshop on Seismic Ex-ploration Technology for Oil & Gas a finales de julio de 2013, en el hotel Westin de Lima, Perú. En el taller, las compañías de hidrocarburos que cuentan con operaciones en Perú, así como las empresas proveedo-ras de servicios e insumos para la

exploración en el sector Oil & Gas, conocieron de primera mano cómo se realizan estudios de sísmica y no sísmica en todo tipo de campos pe-troleros y gasíferos de Asia, América del Norte, Oceanía, América Latina y Europa.

Asimismo, en el mes de sep-tiembre se desarrolló el IGEF Perú 2013, evento que generó un espa-cio de intercambio de experiencias en tecnología y casos de éxito del más alto nivel. En la oportunidad se abordó el tema socio ambiental para la sostenibilidad de los proyec-tos en petróleo y gas.

Los encuentros ofrecieron como valor agregado, un excelen-te ambiente, y conferencias de alto interés en el negocio por la partici-pación de expertos de renombre internacional.

De acuerdo a los organizadores del IGEF, a la cabeza de su comisa-rio Miguel Zabala, para abril de este año se realizará el primer evento de este rubro en Asunción, denomi-nado Paraguay Energy, Summit & Expo. ▲

iGEF Y REpoRtE EnERGíApRoMoViERon EL AnáLiSiS EnERGético REGionAL

Durante el internacional Gas and Energy Forum, realizado el 24 y 25 de septiembre en Lima, perú.

para abril de este año se realizará el primer evento in-ternacional de hidrocarburos y energía en Asunción, denominado paraguay Energy, Summit & Expo.

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ELa V versión del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS), que este año tuvo como lema “Avances y desafíos de la nacio-nalización de los hidrocarburos y electricidad y la visión 2025″, llevada a cabo del 13 al 15 de noviembre del pasado año en Ta-rija, concluyó con importantes insumos para la industria petro-lera de Bolivia. Entre ellos se destacó que este sector “atraviesa por un franco periodo de reactivación, tras la consolidación de la Nacionalización”.

El FIGAS es una organización de pensamiento y un espacio de encuentro de los actores públicos y privados de la industria de los hidrocarburos y la energía, promovida y sostenida por el International Gas & Energy Forum (IGEF) y la publicación es-pecializada Reporte Energía, además cuenta con el apoyo de las más importantes empresas públicas y privadas del sector energético nacional e internacional, instituciones y organiza-ciones civiles, el evento se desarrolla desde 2009, año en el cual se lanza el primer FIGAS en la ciudad de Tarija, Bolivia.

La cita es un espacio de encuentro de autoridades de Go-bierno, entidades de regulación, empresas públicas y privadas de hidrocarburos y energía, académicos e investigadores, en conferencias cerradas para altos y medios ejecutivos del sector, para compartir experiencias, proyectos, tecnología, marco le-gal y políticas energéticas, con el objetivo de generar insumos para la toma de decisiones y ampliar la red de relaciones en su ámbito de acción.

por quinto año consecutivo FiGAS aportó a la industria petrolera


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a Boliviana Ciacruz tuvo un creci-miento de un 20% en el mercado de seguros del país siendo el sector ener-gético un puntal en este crecimien-to global en esta empresa, que es la principal en proveer pólizas especiali-zadas al sector.

Al respecto Manuel Sauma, ge-rente comercial de la aseguradora, sostiene que los datos preliminares únicamente de seguros en el sector energético, dan cuenta de un creci-miento en primas contratadas alrede-dor del 30% anual.

Esta demanda que viene crecien-do de manera muy intensa, se explica por el aumento del nivel de inversio-nes en la industria gasífera y energé-tica, que está obligando a asegurar megaproyectos en el país desde su construcción, montaje y producción.

“La Boliviana Ciacruz tiene una amplia experiencia en asegurar el sec-tor petrolero y el sector de energía, es por eso que la empresa está enfocada en un plan agresivo para generar nue-vos negocios en el sector energético y

crecer mucho más en el 2014”.A lo largo de su trayectoria la ase-

guradora ha logrado un nivel de es-pecialización muy amplio en seguros de energía, que tienen la particulari-dad de ser muy específicos y que mu-chas veces requieren ser diseñados a la medida de cada una de las empre-sas petroleras o eléctricas.

Sin embargo, este nivel de espe-cialización requiere de un know how y tecnología de seguros que han sido probados en otros mercados y por grupos reaseguradores internacio-nales, que respaldan el trabajo de La Boliviana Ciacruz.

Sauma explica que a partir de la década de los 40 la aseguradora empieza a desarrollar programas de seguros del sector energético. Ac-tualmente, trabajan solamente con reaseguradores triple A de los sindi-catos de Lloyd’s de Londres que son los de mayor prestigio, y cuenta con una red de ingenieros de riesgos a nivel mundial que permite evaluar e identificar el nivel de riesgo en que

se encuentra cada una de las opera-ciones de la industria hidrocarburífe-ra permitiendo generar modelos de gestión de riesgos.

“Esto es muy beneficioso para nuestros clientes porque a la vez que tienen su programa de seguros, con nosotros van generando proyectos que mitigan sus riesgos o eliminándo-lo en los casos que amerite hacerlo”, señala el ejecutivo.

Sauma explicó que La Boliviana Ciacruz tiene en su paquete para el sector hidrocarburífero seguros tanto para el upstream y downstream, con pólizas para la perforación, explora-ción y explotación en los que se cubre la materia asegurada, que se encuen-tra bajo tierra y materia asegurada, que se encuentra en boca de pozo y en distribución.

Estos paquetes de seguros son muy complejos porque demandan coberturas como por ejemplo, pér-dida de beneficio con una cobertura que se activa en caso de algún si-niestro.

Otras pólizas más simples son los de accidentes personales que son se-guros que se los maneja de manera local.

En el medio están los seguros de construcción y montaje que dan co-bertura a cualquier suceso que pue-da ocurrir en el proceso de construc-ción y montaje de plantas.

Uno de los más recientes seguros que ha dado La Boliviana Ciacruz ha sido el de la Planta Separadora de Lí-quidos de Río Grande. Una vez que se ha hecho la construcción y montaje, se utiliza una póliza de producción o un programa de seguro diseñado de acuerdo a las características y riesgos inherentes de la planta.

En cuanto a las coberturas para la industria eléctrica, tienen pólizas para la generación, termogeneración, hidrogeneración y ahora aerogenera-ción, además de la distribución cen-tral y domiciliaria.

De hecho en este segmento, fue el que la compañía pagó la póliza más alta por un siniestro en el sector ener-gético de Bolivia, en el montaje de la plata de ciclo combinado de Guaraca-chi y que sobrepasó los 13 millones de dólares. ▲

LA BoLiViAnA ciAcRuZ cREció cERcA DEL 20% En SEGuRoS pARA LA inDuStRiA EnERGéticA

La Boliviana ciacruz pagó una póliza de 13 millones de dólares en el siniestro del cambio de ciclo combinado de la generadora Guaracachi.

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En 2013 la empresa aseguró la planta Separadora de Líquidos de Río Grande, entre otros proyectos energéti-cos. En adelante, esperan un crecimiento del sector para lo que ofrecen su experiencia en seguros especializados.


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a fundidora y fabricante de partes de acero Eduardo SA, cumplió 40 años des-de su creación como taller mecanizado y lo celebró inaugurando su nueva y moderna planta ubicada en el munici-pio de Warnes, que le permitirá ampliar su producción.

Según el presidente de la empre-sa, Eduardo Kiribarda, la nueva planta industrial tiene una capacidad de fun-dición de 250 toneladas al mes gracias a las máquinas y herramientas auto-máticas de control numérico CNC, fun-dición de acero con hornos a ignición, tratamiento térmico para templado, normalizado y revenido y una batería completa de laboratorios para el con-trol de calidad en arenas, expectome-tría, ultrasonido, partículas magnéticas y metalografía, entre otros equipos.

“En suma la planta cuenta con todos los elementos que la tecnología ofrece en cualquier parte del mundo para pro-ducir con calidad”, dijo el presidente.

Para poner en funcionamiento la nueva fundidora la empresa amplió su planilla de personal a 140 trabajadores y estima contratar más gente a medida

que se incremente la capacidad de pro-ducción. La inversión total de la planta ascendió a $us 15 millones incluyendo la inversión en el área industrial, terre-nos, oficinas y maquinarias nuevas.

En cuanto a producción, 2013 fue un año satisfactorio, puesto que se con-siguió producir piezas para el mercado interno y externo, al que viene aten-diendo desde el año 2002.

Eduardo SA exporta bajo licencia de la firma alemana Christian Pfiffer, partes, piezas y accesorios para la industria del cemento a varios países Alemania, Esta-dos Unidos, Brasil, Perú, Argentina, Para-guay y Uruguay.

Las exportaciones significan un 40% de las ventas y el mercado interno demanda el 60% restante. Sin embargo, el mercado interno es pequeño y diver-sificado, por lo que el crecimiento de la empresa depende en gran medida de la comercialización en el exterior.

Al respecto Francisco Kiribarda, ge-rente general de Eduardo SA, explica que Bolivia es uno de los países que pro-duce menos cemento en Latinoamérica con 2 millones de toneladas, quedando

por debajo de Perú que suma 10 y Brasil 70, por lo que la necesidad de repuestos en Bolivia es pequeña.

“Nuestro objetivo es poder parti-cipar en el mercado externo, por eso estamos desarrollando confianza en las ventas del exterior, tarea que no es fá-cil”, dijo el ejecutivo.

Para el 2014 las expectativas de la empresa son de crecimiento en las ventas tanto en el mercado nacional e internacional, pero con mayor volumen en esta última.

“Creemos que el 2014 el mercado cementero continuará creciendo impul-sado por el auge de la construcción. El caso de la industria minera es distinto, puesto que depende de los precios de los minerales, que son afectados por grandes jugadores a nivel mundial”, dijo Francisco Kiribarda.

Con miras de aumentar su creci-miento y calidad de sus productos, para el 2014 la empresa tiene proyectado poner en marcha una máquina para la forja en caliente para la fabricación de pernos especiales y la modernización del área de calderería. ▲

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La nueva planta de fundición de Eduardo S.A. ubicada en la carretera que une Santa cruz con Warnes, es considerada una de las más modernas de Sudamérica.

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con una inversión de 15 millones de dólares, Eduardo S.A. apuesta a in-crementar en 2014 su capacidad de fundición y fabrica-ción de partes en 250 t/mes.

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l 2013 fue un año de consolidación para Car-los Caballero SA como proveedor de diseño, construcción y montaje de soluciones para la industria minera y energética del país que ha tenido un repunte, principalmente con im-portantes proyectos en el rubro energético.

Al respecto Eduardo Caffaro, gerente comercial de la empresa, calificó la gestión como importante en el desarrollo de la em-presa que con 14 años de trayectoria, está posicionada como el líder en soluciones in-tegrales en acero para diversas industrias. Asimismo, catalogó al 2013 como un año de grandes proyectos para los que Carlos Caballero se propuso duplicar la capacidad instalada en su planta matriz, invirtiendo en maquinaria que permita fabricar equipos de gran envergadura en peso y tamaño.

“Este año han desembarcados empresas fundamentalmente asiáticas y europeas para operar proyectos importantes, es por eso que Carlos Caballero se enfoca en la mejora continua de sus procesos e innovación en tecnología”, señaló.

Esta orientación la ha llevado, por ejem-plo, a cumplir seis años de experiencia en la fabricación de recipientes a presión con el sello ASME, además de desarrollar productos direccionados a industrias específicas.

Principales proyectos 2013Entre los proyectos de los que ha sido

parte Carlos Caballero SA en la gestión 2013 destacan el de la Refinería Guillermo Elder Bell con el desarrollo de la ingeniería y fabri-cación del Horno 3H-3203 para crudo con ca-pacidad nominal de 6000 BPD de la Unidad de Destilación de Crudo A-300 y el prefabri-cado y montaje de todas sus secciones radia-ción, convección, chimenea y plataformas.

También se realizó la construcción del Revamp de la Unidad de Destilación de Crudo en el área A-301 de la misma refine-ría, suministrando desde la ingeniería hasta la puesta en marcha, “Llave en mano”, con obras que incluyeron todas las tareas de obra civil, montaje, interconexiones y parte eléctri-ca e instrumental.

Para la empresa AESA realizó seis reci-pientes a presión para almacenamiento de GLP en el proyecto Planta Separadora de Líquidos Rio Grande – YPFB. Estos tanques o también llamados bullets tienen 39 metros de largo y 4,8 de alto con un peso de 110 to-neladas y cuentan con certificación ASME U.

A solicitud de la empresa Exterran, Carlos Caballero fabricó el Horno de Hot Oil perte-neciente al Proyecto Itaú de la empresa Pe-trobras, que incluyó la fabricación de la chi-

menea, transición, convección y radiación; la altura total del horno fue de 39,6 metros y un diámetro de 6,2 metros en la parte de la tran-sición. El peso total es de 129 toneladas y una carga de 20.528kw.

En el sector minero, fabricó y realizó el montaje del horno Ausmelt, que incremen-tará la producción de la Empresa Metalúrgica Vinto y optimizará sus costos de producción.

El trabajo de Carlos Caballero abarcó des-de la concepción de la ingeniería en base a tecnología australiana, el diseño, fabricación y montaje del edificio de la planta que alber-ga los equipos productivos. En el proceso el diseño creció y dio como resultado 1.900 toneladas de estructura que serán parte del edificio más alto de Oruro.

A futuro, la empresa busca ingresar al cir-cuito internacional y competir de igual a igual con firmas de talla mundial. Como paso ini-cial, Carlos Caballero ya cuenta con oficinas y talleres en Perú que viene registrando una intensa actividad en su industria energética, a los que pretende acceder con su experien-cia en la industria metalmecánica.

“En Carlos Caballero estamos en condi-ciones de entregar proyectos metalmecá-nicos bajo la modalidad EPC, dentro de un contexto global del proyecto”, dijo Caffaro. ▲

cARLoS cABALLERo LiDERóGRAnDES pRoYEctoS En EL RuBRo EnERGético Y MinERo

carlos caballero tiene experiencia en la fabricación de recipientes a presión con el sello ASME, además de productos direccionados a industrias específicas.

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El 2013 fue un año de grandes proyectos para los que carlos cabal-lero SA se propuso duplicar la capaci-dad instalada en su planta matriz, in-virtiendo en maquinaria y tecnología.

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a empresa especializada en monitoreo de aguas, suelos y emisiones, TENTA LAB SRL, ha estado enfocada en posicionar los ser-vicios ambientales y ocupacionales en el sector hidrocarburífero, además del sector industrial y gubernamental.

La empresa ha partido de la premisa de desarrollar sus servicios con calidad, segu-ridad y promoviendo la cultura de protec-ción al medio ambiente.

Por ello, como parte de esta estrate-gia de brindar cada vez una mejor aten-ción cumpliendo con las expectativas del cliente, y estándares nacionales e interna-cionales, recientemente recibió la acredi-tación bajo los lineamientos de la NB ISO 17025:2005 otorgado por la DTA del IBME-TRO.

“Consideramos que la gestión 2013 fue positiva para TENTA LAB SRL, porque al margen de otros logros empresariales, la compañía logró concluir con éxito el proceso de acreditación que iniciamos al-gunos años atrás”, dijo Luis Alberto Salas, gerente general de la empresa.

Asimismo, al momento la compañía se encuentra en un proceso de transforma-

ción a su nueva razón social de SAE LABS a TENTA LAB SRL, con la finalidad de consoli-dar los servicios que presta a nivel nacional.

PRInCIPaleS PRoyeCToSEntre los proyectos que ha realizado la

empresa en 2013 destacan los efectuados en el rubro petrolero, además de los muni-cipales y departamentales.

Para Petrobras Bolivia realizó el moni-toreo de aguas, suelos y emisiones gaseo-sas, entre otros estudios, en el Bloque San Alberto y otro en el Bloque San Antonio.

Para la subsidiaria YPFB Chaco S.A., TENTA LAB SRL llevó a cabo el monitoreo ambiental incluyendo el de la calidad del aire e iluminación en los campos Carrasco, Kanata, HSR, Los Cusis, Patujusal, Víbora y San Roque.

Asimismo, en los campos de Repsol e YPFB Andina para el proyecto Itacarenda ha realizado el monitoreo ambiental de aguas, suelos, emisiones gaseosas de fuen-tes fijas, calidad del aire, vapores orgánicos y otros.

Para la misma empresa, realizó moni-toreos ambientales en el proyecto Tarija

Ecogestión SRL. La compañía Schlumberger, también

confió en los servicios de TENTA LAB SRL para sus operaciones en Santa Cruz y las sucursales de la empresa en el país. El con-trato con la firma, incluyó monitoreo am-biental y de vibraciones, radiaciones no horizontales, carga o estrés térmico.

Asimismo, la empresa realizó monito-reos ambientales para el Gobierno Depar-tamental de Santa Cruz, en la protección ambiental y social del corredor Bioceánico.

A su vez, el Gobierno Municipal de Santa Cruz también realizó, mediante la empresa TENTA LAB SRL, el monitoreo de las aguas en el Parque Industrial y en los cuerpos de agua circundantes.

“Todos estos proyectos han sido rea-lizados y ejecutados de manera indepen-diente, sin la asociación con otras empre-sas”, resaltó Salas.

Según el ejecutivo, el 2013 se han cumplido con muchos de los objetivos planteados al comienzo de gestión y en adelante, la empresa continuará creciendo y ampliando sus servicios en el territorio nacional. ▲

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La empresa se especializa en el monitoreo de aguas, suelos y emisiones dando servicios principalmente al sector energético desde hace más de diez años.

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La DtA del iB-MEtRo emitió a la empresa bo-liviana, la acred-itación para re-alizar ensayos en aguas de consumo, bajo los lineamien-tos de la nB iSo 17025:2005.

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a empresa especializada en vue-los chárter de helicópteros Helinka Bolivia ha consolidado en el último tiempo su presencia en el mercado boliviano, participando en varios pro-yectos de interés nacional en el rubro petrolero.

El ingreso a estos requirió el cum-plimiento de una serie de requisitos, que la empresa con su respaldo inter-nacional cumple a cabalidad.

“Hemos sido auditados y auto-rizados por grandes compañías del rubro que han aprobado nuestra ges-tión y avalado la calidad de nuestro trabajo. Aumentaron nuestra flota de helicópteros y nuestro sistema de SMS se ha consolidado”, comenta Ale-jandro Suárez, gerente administrativo de Helinka Bolivia.

Además de contar con la autori-zación y supervisión de la Dirección General de Aeronáutica Civil, DGAC, Helinka Bolivia cuenta con el aval de auditoras de prestigio a nivel mundial en el rubro aeronáutico.

De esta manera es que la empresa ha brindado servicios de transporte aéreo de carga y personal a proyectos ubicados en regiones con difícil acce-so terrestre. Para el sector hidrocarbu-ros la empresa provee transporte de

carga y personal en proyectos de ex-ploración sísmica y magneto telúrica, rescate aéreo y scouting.

Algunos de los proyectos en los que participó fueron: las sísmicas de Itaguazurenda y Tacovo Tajibo con la empresa Sinopec Petroleum Ser-vice; El proyecto de Magnetotelúrica de Ipati y Aquio para Western Geco y actualmente, participan brindando apoyo aéreo en la sísmica de Hua-caya (Margarita) para la compañía

SAExploration. La compañía también brinda ser-

vicios y apoyo aéreo para la industria eléctrica con la instalación de torres eléctricas, transporte de concreto y materiales, monitoreo de líneas que requieren de helicópteros con alta capacidad de tonelaje.

En el rubro de la construcción, realizan el transporte de concreto, materiales y personal en grandes proyectos de construcción, represas, plantas petroleras y otros, dando apoyo aéreo en el tendido de ductos y atención a emergencias principal-mente en la evacuación de heridos de lugares lejanos.

La minería es otro de los mer-cados que requieren ampliamente los servicios de Helinka Bolivia, en proyectos de prospección y magne-tometría, transportando materiales y personal, además de otros valores de las empresas. La compañía ha trabajado para la mina San Cristóbal y otros grandes proyectos mineros del país.

“Tenemos una buena expectativa del mercado para el próximo año, en nuestro rubro los resultados se basan a la oferta y tecnología”, dijo.

Entre su flota de helicópteros cuenta con Eurocopter AS 350 B3+, un monomotor con capacidad para cinco pasajeros, fabricado por la com-pañía francesa del mismo nombre.

Posee gran capacidad de carga, ideal para trabajos de exploración sís-mica y magnetometría, así como apo-yo a trabajos de construcción, trans-portando maquinarias y materiales. ▲

hELinKA BoLiViA, LíDER En EL tRAnSpoRtE DE cARGA AéREA A cAMpAMEntoS

helinka Bolivia ha transportado equipo de alto tonelaje por vía aérea a los principales proyectos gasíferos del país, utilizando su flota de helicopteros equipados para ese fin.

La empresa tiene la autorización de la DGAc además de contar con certificaciones internacionales.

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La empresa cuenta con una amplia y sofisticada flota de helicópteros de alto tonelaje que brindan servicios de trans-porte aéreo a la in-dustria energética y minera del país.


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l 2013 fue un año en el que la empre-sa Prosertec logró no solo poner en marcha, sino afianzar en el mercado nacional cuatro unidades de nego-cios para el desarrollo de ingeniería básica y de detalle, suministro de equipos tecnológicos con más de 20 líneas; la construcción llave en mano de proyectos mecánicos, eléctricos y de automatización, además de la unidad de soporte técnico y mante-nimiento.

La premisa de la empresa es “es-tar siempre entre una de las opciones más serias y confiables para los clien-tes, demostrando crecimiento y rein-vención constante”, dijo Arturo Sanji-nés, gerente comercial de Prosertec.

La empresa boliviana consolidó nuevas alianzas estratégicas median-te contratos de representación exclu-siva para el país con fabricantes re-conocidos a nivel Internacional tales como Pepperl+Fuchs, Cashco, Scully y Circor con la línea de Válvulas KF.

De igual manera invirtió en la unidad de negocio dedicada a dar mantenimiento y soporte técnico a todos sus clientes, logrando inde-pendizarla del área de construcción y ventas como se venía desarrollando a lo largo de estos 20 años.

“Al igual que las otras unidades esta seguirá los lineamientos del PMI®, metodología que nos ha dado excelentes resultados durante la pre-sente gestión para llevar nuestros proyectos a una culminación exito-sa”, dijo el ejecutivo.

Adicionalmente, invirtió en la construcción de un nuevo campus corporativo (Headquarter), acorde al crecimiento de la región, que re-flejará el verdadero potencial de la empresa y que se prevé comenzará a operar desde mediados del próximo año.

En el 2013 la empresa también validó su sistema de gestión de la calidad al pasar auditoría de mante-nimiento de la norma ISO-9001:2008, que permite tener todas las unidades de procesos controlados lo que per-mite a Prosertec mantenerse como lí-

der en el mercado petrolero , minero e industrial, según su ejecutivo .

PRoyeCToS 2013El desempeño de la empresa fue

probado en distintos proyectos den-tro del país. Entre los más importan-tes por su impacto socio –económi-co destacan:

La provisión de filtros separado-res coalescentes horizontales de PE-COFacet para las plantas de Yapacaní y Rio Grande de YPFB Andina.

La provisión de unidades com-presoras de aire de Gardner Denver para la planta Carrasco GIJA Fase II de YPFB Transporte.

La provisión de medidores ultra-sónicos tipo Clamp-On de General Electric para la planta Caranda de YPFB Transporte.

La modernización del sistema de control de los generadores de ener-gía eléctrica en la refinería Gualberto Villarroel, siendo parte del equipo de subcontratistas de Dresser Rand.

También estuvo a cargo de la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha (EPC) de la unidad de recuperación de contaminados de GLP en la refinería Gualberto Vi-

llarroel. Asimismo, en esta planta realizó

la ingeniería, provisión y adecuacio-nes al sistema de control y auto ge-neración eléctrica por turbinas de vapor.

Prosertec también tuvo partici-pación en proyectos de diseño del sistema de transporte y bombeo, en etapas de ingeniería básica y de detalle referentes al incremento de producción de líquidos asociados al Gasoducto de Integración Juana Azurduy de Padilla.

Según Sanjinés, existe una rela-ción directa entre incremento de las inversiones realizadas por YPFB en estos dos últimos años con la parti-cipación de empresas de locales en grandes proyectos que actualmente se encuentran en ejecución.

Esto ha generado un incremento en la actividad de las empresas, sin embargo “aún queda un largo ca-mino para las compañías bolivianas que cuentan con mucho potencial para encarar proyectos de mayor envergadura que actualmente son subcontratados por los grandes ‘EPC-sistas’ a empresas extranjeras”, señaló el ejecutivo. ▲

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La empresa realiza proyectos mecánicos, electricos y de automatización “llave en mano” en el sector energético.

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Desarrollo de ingeniería básica y de detalle, suministro de equipos, construcción llave en mano de proyectos y el soporte técnico in-dependiente, son los servicios que da la empresa que para el 2014 tendrá un nuevo campus corporativo.


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a empresa de servicios de ingenie-ría, IPE tuvo un año de expansión ampliando su cartera de proyectos y alianzas con otras empresas en Bolivia y Perú.

En este tema Pilar Gómez, ge-rente administrativa de IPE, calificó el 2013 como un año positivo para la empresa que ha tenido una im-portante participación en distintos fundamentales para el desarrollo de sector energético del país. “En total la compañía ha registrado contratos que alcanzan un monto de aproxima-damente 8 millones de dólares”, dijo la ejecutiva.

Otros logros de la empresa de servicios petroleros ha sido la actua-lización de los procedimientos de ca-lidad y el sistema de gestión interno, con el propósito de incrementar su eficiencia.

Asimismo, IPE ha tenido un im-portante desempeño en cuanto al manejo de sus recursos humanos al haber sido calificada por Human Va-lue como un “Empleador LIDER”, al ser una de las 10 empresas en la ciudad de Santa Cruz en tener un buen clima laboral.

Con este perfil ascendente, IPE se propone para el 2014 un plan es-tratégico ambicioso para mantener un crecimiento financiero y organiza-

cional sostenido que ha venido regis-trando en los últimos años.

“IPE en su trayectoria demostró ser capaz de adaptarse a los cam-bios del entorno, pasando de ser una empresa de servicios de ingeniería especializada en el sector de hidro-carburos, a una empresa capaz de dar respuesta a nuevos desafíos aumen-tando sus competencias, creando nuevas áreas técnicas e incorporan-do avances tecnológicos, entre otras iniciativas”, señaló Gómez.

Según la ejecutiva el 2013 ha sido un año positivo porque se han conso-lidado los acuerdos entre el sector pú-blico, a través de YPFB, el Ministerio de Energía e Hidrocarburos y el sector privado nacional e internacional.

Sin embargo, según su criterio, continúa la necesidad de incremen-tar los indicadores de reservas de hidrocarburos, así como desarrollar proyectos de energía con perspecti-vas de superar los déficits internos y la exportación de excedentes en una agenda de mediano plazo para su de-sarrollo.

Para IPE el desafío inmediato es prepararse para apoyar a sectores económicos que demandan servicios de ingeniería en los nuevos requeri-mientos que el entorno plantea, bajo nuevas modalidades de contratación

y una mayor integración en la reali-zación de proyectos más integrales a través de alianzas.

También iniciará la construcción del Centro Empresarial IPE, en la zona del Urubó acorde al crecimiento que tiene la empresa.

PRoyeCToS 2013Los proyectos en los que IPE Bo-

livia ha intervenido son: el estudio micro-macro localización para la in-geniería conceptual del Desarrollo del Complejo Petroquímico y la ingenie-ría detalle de la Estación de Compre-sión Campo Grande (GIJA) para YPFB Transporte.

A su vez en cuanto a ingeniería desarrolló este servicio para el sis-tema tuberías para el desarrollo del Campo Incahuasi y Aquio, integración del Área 300 de la Refinería Guillermo Elder, montaje del tercer turbogene-rador de la Planta Generadora Bulo Bulo, sistema de compresión de Baja Planta Santa Rosa; Sistema de Com-presión de Baja Campo Bulo Bulo.

También destacan la ingeniería de detalle de instalaciones superficia-les de pozos y flowlines para clientes como Petrobras, YPFB Chaco S.A., la italiana Tecnimont, la compañía fran-cesa Spiecapag y la empresa Carlos Caballero. ▲

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El 2014, ipE construirá su nueva y moderna edificación en la zona del urubó que responde a las necesidades de sus clientes.

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uno de los logros de la empresa de servicios de ingeni-ería es haber sido calificada por human Value como un “Empleador LiDER”, al ser una de las 10 empresas en la ciudad de Santa cruz en tener un buen clima laboral.

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