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Timestamp: 2017-04-28 21:15:31+00:00

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EDICIÓN 83 by undefined - issuu
Imagen: REpetróleo & gas‘bolivia requiere retomar
para exportar gnl’
Marco Tavares, uno de los expositores del 5to Congreso de la CBHE, adelantó a Reporte Energía su visión sobre las perspectivas del desarrollo
del GNL y las oportunidades para el país.www.reporteenergia.comISSN 2070-9218Precio en
Nro. 83Del 1 al 15 de
agosto de 2012WTI ($us/BBl de petróleo)
Jul	18	Jul	19	Jul	20	Jul	23	Jul	24Suscripción RE	89.22	89.87	92.66	91.44	88.14	88.50
Precio del gas boliviano
para ArgentinaPrecio del gas boliviano
para Brasil11,17 $us/MMBTU9,29 $us/MMBTUImagen: Reporte EnergíaDESTACADOespecial 6 de agostobolivia: economía crece,
pero trabas impiden
real desarrollo
En el 187 aniversario de la independencia
del país, empresarios, autoridades y analistas
evaluaron su situación política, económica
y energética e identificaron las
principales tareas pendientes.
mineríaproponen aplicar
contrato múltiple en
explotación del mutún
Cívicos de la provincia Germán Busch, directores de la ESM y expertos sugieren que la logística del proyecto siderúrgico debería estar
a cargo de las empresas que se
adjudiquen la nueva licitación.Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudaméricawww.ypfbtransporte.comciat pone en
marcha planta
de biodiéselp. 6-7aprueban segundo crédito
del bcb a ypfb por Bs 9.100 mMEste nuevo préstamo financiará la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco y el
complejo de Urea y Amoniaco. Sugieren una reingeniería en la estatal petrolera antes de
manejar estos millonarios recursos económicos a fin de evitar hechos de corrupción.El directorio de Yacimientos dio ‘luz verde’ al requerimiento crediticio para la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco en
Bs 1.160 millones que equivalen al 23% que no tenía financiamiento. Respecto a la Planta de Urea y Amoniaco en Carrasco, sedemanda Bs. 7.795 millones que corresponden al 100% de su presupuesto de construcción y puesta en operación. También se contempla para otros proyectos de industrialización Bs. 144.3 millones.
Los desembolsos se realizarían entre 2012 y 2015.
p. 14-15Foto: Edén García / Reporte Energía / Saavedra - Planta de producción de Biodiésel - CIAT/27 de julio de 2012Con el auspicio de:	Jul	17	Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSEFuente: eia.gov/ypfb/hidrocarburosbolivia.comINFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLEGEOSYSTEM
26,2 x 371 al 15 de Agosto | 20123Camiri pide side track en SRR X-1; YPFB Andina inicia desmontaje de equiposExpertos: ‘Mutún requiere contrato múltiple de explotación’LO ÚLTIMO
gas & electricidad EMITIÓ
bonos en bbv por Bs 12 MM
La empresa Gas & Electricidad SA acudió a la Bolsa Boliviana de Valores (BBV) para
realizar una emisión de pagarés bursátiles,
cuya colocación ascendió a un monto total
de Bs 12.236.583. La emisión fue estructurada en dos series, cada una con un valor nominal de Bs. 1.000, es decir el monto mínimo
Esta emisión que se denomina “pagarés bursátiles Gas & Electricidad – Emisión
2”, generará un interés a plazo fijo. Los papeles que conforman la serie A están fijados
a un plazo de 329 días y pagan una tasa fija
del 2.50%; mientras que los de la serie B se
hallan a un plazo de 357 y a una tasa de
2.60%.CAF PROMUEVE medidas que
mejoran la seguridad vial
El banco de desarrollo de América Latina (CAF) forma parte de los ocho bancos
de desarrollo colaboradores de las Naciones
Unidas para la seguridad vial.
El grupo pasó revista a los avances realizados en el Plan para Decenio de Acción
para la Seguridad Vial 2011-2020, cuyo objetivo es salvar 5 millones de vidas humanas y
evitar 50 millones de lesiones graves.
El grupo de colaboración de las Naciones Unidas para la seguridad vial presta ayuda a países de todo el mundo, por ejemplo,
a través de una mejor gestión de la seguridad en las carreteras, vehículos y caminos
más seguros, y atención de las víctimas después de los accidentes.Foto: Reporte EnergíaP. 8Luis Sánchez: Estamos a la altura de grandes corporaciones y competencia
Foto: Gob. Dptal. de Santa CruzP. 23P. 16Foto: bp.blogspotP. 12Foto: Archivo / Reporte Energía1 al 15 de Agosto | 2012
Foto: Archivo / Reporte Energía4P.25La energía eólica representará el 16,7% del consumo eléctrico mundialEDITORIAL
RESPONSABLEISO 5001 busca crear ‘cultura de la energía’DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP
mzabala@reporteenergia.comEl presidente Evo Morales acaba de darle
su total resplado al presidente interino
de YPFB, Carlos Villegas, que enfrenta
uno de los más duros momentos de su gestión a la cabeza de la petrolera, capeando los
supuestos hechos de corrupción y de indisciplina entre sus “mandos de confianza”.
Es un golpe bajo para la imagen de la estatal el haberse descubierto indicios de supuestos delitos de corrupción en los procesos licitatorios de las plantas de separación de líquidos
de Rio Grande y Gran Chaco, sumándose a la
lista iniciada por el ex-presidente Santos Ramírez, recluído en un penal. Hoy está en manos
de la justicia el determinar los grados de responsabilidad de los supuestos involucrados
en este nuevo caso y, al determinarse su responsabilidad aplicar la sanción que manda la
ley. Tan sencillo como eso.
Ahora bien, sancionando a los responsables del dolo, nos preguntamos si se habrá
acabado la corrupción y se habrán cerrado
todas las posibilidades de que vuelvan ha presentarse en el futuro. Si fuera así, ¿de qué sirvió
enviar a la cárcel a Ramírez?, ¿no era un buen
ejemplo de lo que no debía hacerse y aún así
algunos avezados se consideran inmunes y se
lanzan a la aventura del dinero público fácil,
apostando a ser inmunes?.
La inmediata reacción del gobierno es
aplicar “una cláusula anticorrupción” en los
contratos, esperando que los funcionarios que
aún estuvieran tentados a echar mano del dinero público, se abstengan o lo piensen dos
veces. ¿Será ésta la solución?En algunos países, se aplica un estándar,
una certificación, que mide las mejores prácticas y la mejora cotinua de los operadores de
hidrocarburos en materia ambiental, social y
de buena gestión, con reconocimiento a nivel
mundial*.
Uno de los estándares a ser medidos es el
de la “gestión corporativa, rendición de cuentas y ética”, destacando en una de sus cotas
de desempeño lo siguiente: El Operador ha
desarrollado e implementado políticas específicas, códigos de conducta y requerimientos
para empleados, proveedores y contratistas
para que las actividades relacionadas con el
negocio se lleven a cabo bajo los más altos
estándares éticos de manera que se asegure integridad, transparencia y cumplimiento
de la legislación aplicable.” Ahora bien, si nos
remitimos a los hechos, por más que se hubieran aplicado este tipo de estándares para
su medición, es probable que los hechos de
corrupción se sigan manifestando por la falta
de conciencia ética de los funcionarios, pero
es más probable que controles cruzados, retribución salarial por niveles de responsabilidad
y un proceso de mejora continua, reduzcan
el riesgo y eleven la nota de la empresa. Está
claro que este tipo de estándares no son fórmulas mágicas para eliminar la corrupción,
pero ayudan si se aplica esta otra cota de
desempeño: “...mecanismos proactivos y permanentes para detectar, anticipar y prevenir
potenciales conductas inapropiadas”. En síntesis, la gestión actual de YPFB debe esmerarse
en mejorar sus estándares de seguridad, pagar mejor a su gente y tecnificar los recursos
humanos en un marco de actividades éticas,
responsables y transparentemente auditables.
(*EO 100)¿qué leen?Luis Fernando
VincentiEl actual presidente
ejecutivo de YPFB
Transporte SA, Luis
Fernando Vincenti,
se conceptúa a si
mismo como un
lector apasionado. Para despejarse
de la ampulosidad de informes que
necesita revisar diariamente, suele sumergirse en la literatura. Actualmente
está leyendo las obras de Gabriel García Márquez y Pablo Neruda.DOCUMENTO
INSTITUCIONALRevista
corporativaEl Instituto para la Excelencia en los Negocios
de Gas, Energía e Hidrocarburos (INEGAS)
presentó su primer
documento institucional, donde muestra los logros alcanzados en seis años
de gestión. INEGAS apunta a convertirse en una referencia con prestigio
nacional e internacional en programas de formación y capacitación.Libro
recomendadoDe: Marcías J.
MartínezIngenieros Consultores y Asociados, C.A.
(ICONSA) publicó el
libro “Cálculo de Tuberías y Redes de Gas”,
de Marcías J. Martínez,
dirigido a ingenieros,
operadores y técnicos dedicados al
estudio del gas natural. El contenido
consiste en el diseño de tuberías y redes de gas, aplicando modelos matemáticos a nivel tecnológico.Es una publicación quincenal de Reporte Energía S.R.L.. Distribución nacional e internacional.
Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008. ISSN 2070-9218
Miguel Zabala Bishop	Director
Franco García	Lizzett Vargas	Edén García	Johnny Auza	David Durán	Jefe de Redacción
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DE LA PRENSAASOCIACIÓN
de Ética de la ANP
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La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está prohibida sin previa autorización escrita.DE LA1 al 15 de Agosto | 2012561 al 15 de Agosto | 2012Energías
alternativas“El objetivo del CIAT es realizar pruebas investigativas en la elaboración de biodiésel
con especies vegetales que no compitan con la seguridad alimentaria del país“Blas García, responsable del Proyecto Biodiésel del Centro de Investigación Agrícola Tropical (CIAT)pRUEBA del biodiésel realizada EN UN MOTOR ESTACIONARIOExtracción del biodiésel de la planta.El motor recibió 80% de diésel fósil y 20% de biodiésel.Se mezcló ambos productos.El resultado es un solo combustible listo para ser usado.$us 56.000 de inversiónEntra en funcionamiento planta pil
Fotos: Edén García / Reporte EnergíaEste proyecto que contó con el financiamiento y ejecución de la Gobernación de Santa Cruz, a través del CIAT, no pretende
la comercialización del producto, sino la investigación y generación de información técnica en el proceso de su elaboración.
saavedra.edén García S.A62 kilómetros al norte de la capital
cruceña, en la Estación Experimental de Saavedra (EEAS), se encuentra
la planta piloto de biodiésel que inició sus
operaciones con fines investigativos el pasado mes de mayo y, hasta la fecha, ya se
realizaron pruebas exitosas utilizando este
biocombustible en un motor estacionario.
La obra es una realidad gracias al impulso del Centro de Investigación Agrícola
Tropical (CIAT), institución operativa de la
Secretaría de Desarrollo Productivo del Gobierno Departamental de Santa Cruz, que
se encargó del diseño del proyecto y la empresa cochabambina Planagro SRL que se
adjudicó la construcción, instalación, montaje y puesta en marcha de la planta por un
monto de $us 56.000.
Reporte Energía realizó una visita a la
estación y la planta, en donde se pudo observar el proceso de producción de biodiésel, proveniente del aceite de piñón, cusi y
Al ser un proyecto investigativo no se
pretende comercializar el producto, sino
generar información técnica y conocimientos para proporcionar a personas e instituciones interesadas en incursionar en el proceso de producción de biodiésel, se aclaró.
La planta que tiene un capacidad de
producción de 210 litros por día, cuenta con
pequeños módulos que tienen la función
de procesar el aceite vegetal extraídos de
los cultivos y convertirlo en biodiésel.
En la estación no se realizan los procesos de extracción del aceite de los vegetales, ya que no cuentan con moliendas,
por lo que el CIAT obtiene la materia prima
líquida de empresas aceiteras para fines investigativos.
Una vez se cuenta con el aceite vegetal,La planta cuenta con pequeños módulos que tienen la función de procesar el aceite vegetal extraído de diferentes cultivos y convertirlo en biodiesel.se deposita en un módulo para su filtración
y limpieza y, luego, se traslada al tanque
reactor, donde se separa la glicerina del
biodiésel, a través del proceso denominado
transesterificación.
Como último paso, se procede al lavado
del biodiésel y su respectivo secado, a través de un proceso de calentamiento, dejándolo listo para su uso en máquinas, motores
y vehículos que funcionan a diésel fósil.
Asimismo, se cuenta con una planta de
tratamiento de agua y un pequeño laboratorio que mide la calidad del aceite que se
procesará en la planta y en donde se realizan pruebas preliminares de producción de
biodiésel a pequeña escala.El CIAT prevé utilizar el biodiésel en vehículos y motores de la Gobernación cruceña, mezclándolo con diésel fósil en una
proporción de 80/20 por ciento (fósil – biodiésel, respectivamente).
Después de mostrar el proceso de producción, el responsable del proyecto y la
planta, Blas García, realizó demostraciones
utilizando el biodiésel en un motor estacionario de pruebas.
Para ello, se procedió a mezclar en el laboratorio, diésel fósil comprado en un surtidor cercano a Saavedra y biodiésel obtenido
de la planta, en la proporción mencionada.
Luego, vació el tanque del motor de prueba, lo llenó con el combustible preparado ehizo funcionar el aparato sin ningún inconveniente.
De acuerdo a García, el objetivo del
CIAT es realizar pruebas investigativas en
la elaboración de biodiésel con especies
vegetales que no compitan con la seguridad alimentaria del país y, para ello, se trabaja con el piñón manso (Jatropha curcas)
en parcelas cultivadas en Saavedra y en
diferentes localidades del departamento
cruceño como Camiri, Charagua, Cabezas,
Saavedra, Cañada Larga y Roboré.
El piñón es una especie potencial por el
alto contenido de aceite en el grano con un
promedio de 39%, doblando a la soya del
cual se obtiene un 19%, aproximadamente.1 al 15 de Agosto | 2012“El piñón se va a convertir en un cultivo potencial cuando descubramos una variedad que
no sea tóxica y se pueda vender el aceite y también la torta de piñónBlas García - responsable del Proyecto Biodiesel del Centro de Investigación Agrícola Tropical (CIAT)Se llenó el tanque con el combustible preparado.“7Energías
alternativasFinalmente el motor funcionó sin ningún inconveniente.loto de biodiésel
Sin embargo, García explicó que existen
En adelante, según García, lo que resta
algunos obstáculos con el piñón, ya que es
con el proyecto es la creación de protocolos
una especie tóxica no comestible, es decir,
en la producción de biodiésel de diferentes
se puede extraer el aceite, pero el bagazo
materias primas y la realización de pruebas
no sirve como alien
mento para peragrícolas y vehícusonas ni animales
los que funcionan a
el piñón es una especie
como en el caso de
diésel del Gobierno
potencial por el alto
Departamental Aucontenido de aceite en
tónomo de Santa
el grano con un proel CIAT y centros
medio de 39%, doblancientíficos de otros
do a la soya del cual se
países trabajan para
obtiene un 19%, aproxiencontrar una vabiocombustible se
madamente, sin embarriedad que no sea
suma a otras inigo hay obstáculos
tóxica y se convierta
ciativas dadas en
en un cultivo coSanta Cruz y el país,
mercial, en el que se
como el caso de la
aproveche todo el potencial del grano.
empresa Bioverde que instaló a inicios del
“El piñón se va a convertir en un cultivo
2011 una planta para producir hasta 15.000
potencial cuando descubramos una varielitros de biodiésel por día, y que estaba a la
dad que no sea tóxica y se pueda vender el
espera de una norma en Bolivia para la coaceite y también la torta de piñón”, apuntó.
mercialización de este producto. ▲Se estudia variedades del piñón manso (Jatropha curcas) que no sean tóxicas.““El CIAT cuenta con plantaciones de piñón en diferentes partes del departamento para su estudio.1 al 15 de Agosto | 2012petróleo
TEXTO: f. garcía/L.vargasUna de las finalidades principales de
la norma ISO 5001 es instaurar en las
organizaciones y empresas una cultura de ahorro de energía, que compromete
a todos sus procesos y que va más allá de
auditorías convencionales o acciones correctivas periódicas, explicó Magdalena Urhan,
directora de Investigación de la Universidad
Autónoma de Cali en Colombia.
La experta disertará la temática: “Ventajas
para Bolivia en aplicación de eficiencia energética, ISO 5001”, durante el quinto Congreso
Internacional Bolivia, Gas y Energía 2012, a
realizarse el 22 y 23 de este mes, organizado
por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y
Energía (CBHE).
En una entrevista concedida a Reporte
Energía, la académica colombiana, remarcó
que la norma de Sistema de gestión energética ISO 5001 se basa en el concepto de gestión, es decir, que parte de la premisa de que
el consumo, uso y manejo de la energía en
una región, empresa, sector industrial, organización y otros debe ser gestionada o administrada en una forma eficiente e integral.
Según Urhan, el principal alcance de esta
norma es que a diferencia del manejo convencional de la energía basado en auditorías“La aplicación de la norma en Bolivia y en cualquier país busca también reducir las
pérdidas de energía que no corresponden a las demandas reales de la compañía“Magdalena Urhan, directora de Investigación de la Universidad Autónoma de Cali en Colombiala presente versión está dirigida a medianas y grandes empresasISO 5001 busca crear
‘cultura de la energía’
La aplicación de la norma permite fijar los potenciales de ahorro de energía y de esta forma
se apuesta a mejorar la competitivida de un sector, empresa, región y país.
o acciones correctivas periódicas, en la mayoría de los casos dirigidas por personal externo
a la empresa u organización, esta busca crear
una ‘Cultura de la Energía’.
Y añadió que en la productividad y la
competitividad de la empresa se asume la
energía como una variable vital, que compromete a todos los procesos que se desarrolla.
Este alcance implica también que al implementar la norma, se establece un proceso
de mejoramiento continuo que es definido
estratégicamente desde la dirección de la
Por otro lado, manifestó que la aplicación de la norma busca también reducir las
pérdidas de energía que no corresponden a
las demandas reales de la compañía y por
consiguiente permite fijar los potenciales de
ahorro de energía, es decir, se apuesta a me-jorar la competitividad de un sector, empresa, región y en general un país.
De acuerdo a Urhan, la norma va dirigida
en esta versión particularmente a medianas
y grandes empresas que tengan ya una cultura organizacional. Varios países y entre ellos
Colombia, venían trabajando sobre el tema
y han desarrollado modelos y metodologías
para su aplicación en diferentes sectores industriales .
En Bolivia debe revisarse la focalización
de sectores en los cuales puede aplicarse la
ISO 5001, lo que implica conocerla y comprenderla bien, señaló, para luego explicar
que “es ventajoso poder establecer un lenguaje común para sus negociaciones con
otros países, pues la norma y su seguimiento
se convertirá en un “plus” en las negociaciones y tratados de libre comercio”. ▲Foto: Reporte Energía8Magdalena Urhan1 al 15 de Agosto | 2012petr贸leo
& gas9101 al 15 de Agosto | 2012petróleo
& gas“Esperamos cambiar esta situación porque no se ve el beneficio en las comunidades, a veces
se saca recursos pero sólo quedan allí. queremos buscar contrapartes para mejorar“Jorge Mendoza, capitán grande APG Yaku IguaDOS CAPITANÍAS GUARANÍES DEL CHACO RECIBEN $US 2,5 MMapg de YAKU IGUA Y VILLA MONTES reciben
COMPENSACIÓN; kARAPARÍ AL MARGEN
Foto: Archivo / Reporte EnergíaLa compensación medioambiental es un derecho de los pueblos indígenas que está constitucionalizado en Bolivia, respaldado en
tratados internacionales, como el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), además de la Ley 3058.
Yacuiba. FRANCO CENTELLASLa compensación económica por impactos medioambientales en el territorio
de los pueblos indígenas es un derecho
constitucionalizado en Bolivia, respaldado en
el mandato de los tratados internacionales,
como el Convenio 169 de la Organización
Internacional del Trabajo (OIT), además de la
Ley 3058. Pero ¿se cumple en el país?
En el caso del pueblo indígena guaraní
que habita gran parte de la provincia Gran
Chaco de Tarija, el acatamiento de esta norma es a medias.
Yacuiba, Caraparí y Villa Montes, territorios muy similares geográfica y socialmente,
comparten los mismos recursos económicos
obtenidos por las regalías petroleras de los
hidrocarburos extraídos de la zona.
Como provincia las tres secciones municipales reciben el 45% del 11% que percibe
el departamento de Tarija. Internamente ese
porcentaje se divide en tres partes iguales:
15% para cada municipio.
No obstante los recursos obtenidos por
las regalías, el pueblo indígena-originario
guaraní, organizado también en el Gran
Chaco en tres capitanías zonales, Yaku Igua,
Karapari y Villa Montes, manifiestan su preocupación por la contaminación medioambiental que genera la actividad extractiva de
los hidrocarburos en la provincia.
En ese sentido, ante cualquier nuevo
proyecto que se pretende instalar en la zona,
el pueblo guaraní pone de manifiesto su
derecho constitucional a la consulta y participación, por ende, la correspondiente compensación económica por el daño medioambiental generado en la actividad petrolera.
La Asamblea del Pueblo Guaraní (APG)
Yaku Igua y Villa Montes, son las dos capitanías más favorecidas. En el caso de Karaparí
no se conoce que haya recibido en los últimos años recursos económicos por compensación de impactos medioambientales.
Yaku Igua y Villa Montes están ubicadas
en la zona de influencia de Gasoducto Yacuiba – Rio Grande (Gasyrg), por donde se envía
el gas de exportación al Brasil. Ambas capitanías obtienen juntas $us 2,5 millones, como
compensación medioambiental por parte de
la operadora Transierra SA.
Por su parte la capitanía guaraní de Karaparí, pese a contar en su territorio con la
planta de San Alberto, no recibe recurso alguno y ninguna empresa petrolera entregaMiembros de la APG Yaku Igua en una de las labores de fiscalización de las actividades petroleras. Los indígenas afirman que actualmente no están recibiendo recursos por compensación.recursos en compensación por impactos no
mitigables a esa capitanía zonal. Los recursos
entregados por las operadoras de hidrocarburos se destinan a proyectos vecinales o
municipales, de acuerdo a la versión de la
APG de esa zona.
$US 1,250.000 MM PARA 20 AÑOS
El mburuvicha guasu (capitán grande) de
Yaku Igua, Jorge Mendoza, se encuentra a la
cabeza de las 18 comunidades que comprende la zona. El territorio de la Capitanía comprende la comunidad de Timboy Tiguasu,
cerca a la quebrada Cortaderal, hasta Tembype, y desde Yacuiba hasta Pananti.
En el interior de Yaku Igua se encuentran
el Gasyrg, Gasoducto Juana Azurduy (GIJA) y
próximamente la planta separadora de líquidos Gran Chaco, en proceso de instalación.
Se estima que al culminarse la planta
separadora de líquidos, en los siguientes dos
años como está previsto, los tres proyectos
sumarán casi $us 800 millones (GIJA: $us 32,5
millones; Gasyrg: $us 300 millones y Separadora Gran Chaco: $us 498 millones).
Actualmente Transierra SA es la empresa
petrolera que entrega mayor cantidad de recursos como compensación medioambiental
al pueblo guaraní Yaku Igua: $us 1.2 millones
a entregarse en los próximos 13 años, puesto
que ya se inició el proceso en 2005.
“Transierra nos apoya en programas de
impactos medioambientales, y en nuestro
plan de desarrollo guaraní”, explicó Mendo-za. Al mismo tiempo reveló que durante el
primer año de aplicación de la compensación (2005) la APG Yaku Igua recibió en sus
cuentas un monto superior a los $us 100 mil.
El segundo año 127 mil y luego 90 mil.
“Hemos tropezado con un problema. La
anterior directiva no logró rendir cuentas a
tiempo y por la falta de este trámite, desde
hace unos tres años que no hemos vuelto a
recibir esos recursos”, amplió Mendoza.
La anterior directiva de la APG Yaku Igua
estuvo a cargo de Quintín Valeroso, quién
aclaró que por la falta de la firma de algunos
recibos no se logró completar el informe que
pide Transierra SA como requisito para continuar desembolsando el dinero. Un problema
que espera ser solucionado en las siguientes
El destino de los recursos obtenidos durante los primeros tres años del programa de
compensaciones fue la instalación de cabañas porcinas, cría de ganado bovino, cría de
pollos y mejoramiento de viviendas. Mendoza también explicó que la idea es cubrir la necesidad y demanda de las familias guaraníes.
En el caso del GIJA, el capitán grande afirmó que luego de la consulta y participación
se estableció un monto de $us 200 mil como
compensación a pagarse en una sola cuota.
Esa cantidad ya fue depositada en las cuentas de la APG y se destinó a fortalecimiento
organizacional, además de distribuirse de
forma equitativa entre las 18 comunidades
de la Capitanía.“Son los únicos dos proyectos de los cuales obtuvimos compensación, aunque debo
aclarar que durante mi gestión sólo hemos
manejado los $us 200 mil del GIJA y no así los
recursos provenientes de Transierra”, aseveró
Por la construcción de la planta separadora de líquidos también corresponde la realización de la consulta y participación, y por
lo tanto recursos económicos de compensación por impactos no mitigables, concluyó.
VILLA MONTES Y SUS CUENTAS AL DÍA A su vez, la capitanía zonal de Villa Montes también está influenciada por el Gasyrg
y tiene similar tratamiento a la zona de Yaku
Igua: $us 1.2 millones para los próximos 20
años, de acuerdo a la explicación del capitán
grande Alberto Viorel.
La autoridad guaraní aclaró que el convenio con Transierra SA se cumple sin problemas, debido a la presentación puntual de los
informes que la operadora del gasoducto les
pide como requisito para los desembolsos
“Transierra es la única empresa que realiza la compensación con nuestro pueblo
originario, como nos corresponde. Después
no hay otra”, manifestó Viorel. Asimismo, dijo
que al igual de Yaku Igua es un convenio de
20 años que se inició en 2005. “En 2011 recibimos $us 97 mil y este 2012 recibimos $us
49.300”, acotó.
La gestión para recibir tales recursos de1 al 15 de Agosto | 2012Alberto Viorel, capitán grande de APG Villa Montes
Transierra se inicia los primeros días de julio
y termina en la misma fecha el siguiente año.
De acuerdo al convenio se establece una
adenda que señala que el monto económico
que no se rindió cuentas a Transierra hasta el
siguiente año, se contabiliza como ya desembolsado. Esto llevó a la capitanía zonal de Villa
Montes a no tener deudas hasta la fecha.
“Hemos aplicado un mecanismo de
distribución igualitaria similar a la anterior
Participación Popular. De acuerdo a convenio, 10% se destina a fortalecimiento organizacional: reparación de vehículos, compra
de combustible, material de escritorio; 5% va
para el ñandereco (forma de ser) para cuando hacemos nuestras asambleas: refrigerios,
almuerzos, organización de los talleres. Todo
el resto se distribuye en partes iguales con las
13 comunidades que comprende la zonal Villa Montes”, explicó Viorel.
El resto de los recursos entregados a las
13 comunidades son destinados a proyectos
agrícolas, ganadería y artesanía que las familias guaraníes encaran, aunque existen otros
programas destinados a la conservación del
medioambiente, según la autoridad guaraní.
EN KARAPARÍ CARECEN DEL BENEFICIO
El asesor de la Capitanía de la APG Karaparí (Caraparí, segunda sección de la provincia Gran Chaco), Rubén Cuba, negó enfáticamente recibir recursos por compensación deimpactos ambientales de proyectos ejecutados por empresas operadoras en la zona.
“Ninguna compensación de ningún tipo
recibimos en Caraparí. En el caso de Petrobras
cero, nada”, sostuvo Cuba. Para el técnico la
“situación” se arregló con las Organizaciones
Territoriales de Base (OTBs), con el municipio,
las comunidades del sector campesino y el
Comité Cívico, sin participación de la APG.
No obstante, en la unidad de medio ambiente del gobierno municipal de Caraparí, a
cargo de Juan Carlos Vásquez, negaron que
reciban algún tipo de compensación medioambiental por las operaciones que realiza
Por su parte, el presidente de la OTB Virgen de Guadalupe, Rómulo Tórrez, afirmó
desconocer que a las otras dos OTBs del área
municipal les entreguen algún dinero por el
“Como APG nunca se vio ningún peso.
Desde que ingresó Petrobras y desde que se
instaló la Planta de San Alberto hasta la fecha
no hubo compensación económica medioambiental”, aseveró Cuba.
Los entrevistados coincidieron en resaltar que si bien la consulta y participación es
un derecho de los pueblos indígenas, se deben establecer mecanismos de participación
y fiscalización más idóneos para evitar divisiones en la organización y asegurar un buen
uso de los recursos económicos. ▲“petróleo
& gasinsisten en consulta y
participación EN GRAN CHACO
Aunque todavía no se definió con las
autoridades sectoriales el informe final de
la evaluación de impacto ambiental que dio
origen a la licencia ambiental para el proyecto de Planta de Separación de Líquidos
Gran Chaco, la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) de la zona de Yacuiba determinó
continuar con su petición de la realización
Este proceso permite acceder a recursos
ecónomicos por compensación si se identifican impactos no mitigables del proyecto.
“Hemos acordado con la organización
exigir la consulta y participación en la instalación de la planta separadora de líquidos.
Esto está dentro de la ley. Lo vamos hacer
respetar aunque el Gobierno diga que no se
hará”, aseveró Jorge Mendoza capitán grande de la zona Yacuiba.
A raíz de esta demanda, las puertas del
lugar donde debe construirse la planta separadora fue bloqueada en dos ocasiones
por los miembros del pueblo guaraní.
“El gobierno no está queriendo reconocer este nuestro derecho. Ya hemos revisado el Estudio de Evaluación del Impacto
Ambiental (EEIA) y amerita que se haga laFoto: Archivo RE“transierra es la única empresa que realiza la compensación por impactos ambientales
con nuestro pueblo originario, como nos corresponde. Después no hay otra11Jorge Mendoza, capitán APG Yacuibaconsulta, por más que el Gobierno diga que
no y eso vamos a hacer respetar”, amenazó
En la primera semana de julio se suscribió en la comunidad de Yeroviarenda un
acuerdo entre los viceministros de Medio
Ambiente, Biodiversidad, Cambios Climáticos y Gestión Forestal, Beatriz Zapata; de
Desarrollo Energético, Franklin Molina; el
director nacional de Medio Ambiente de
YPFB, Helmudt Muller, y los mburuvichas de
la APG, Yaku Igua.
Se acordó la realización de proyectos
de inversión social integral para el pueblo
guaraní. ▲121 al 15 de Agosto | 2012Petróleo
& gas“no estaremos de brazos cruzados mientras desmantelan los equipos de perforación en sararenda, esta acción falta al acuerdo entre YPFB aNDINA y Camiri“Ronny Vargas, presidente del Comité Cívico de Camiriante Fracaso de perforación exploratoriacamiri pide sidetrack en sRR x1; ypfb
Andina inicia desmontaje de equiposAnte el anuncio oficial de YPFB Andina sobre la parada técnica del pozo
Sararenda (SRR) X-1 por “problemas
tectónicos” a 6.050 metros de profundidad,
el Comité Cívico de Camiri liderado por
Ronny Vargas, mediante resolución, pidió
que antes se realice un nuevo direccionamiento en la perforación (side track).
Al respecto, el geólogo consultor de
los cívicos de Camiri, Edmundo Pérez, dijo
que esta propuesta es técnicamente viable
para ubicar el área subsuperficial de la formación Huamampampa.
De acuerdo al informe técnico de Pérez, esta desviación se tiene que hacer a
una profundidad menor a los 6.000 metros
para encontrar el yacimiento Huamampampa. Sin embargo, aunque no cuenta
con el informe completo de YPFB Andina,
afirmó que técnicamente existe esa posibilidad.
“Como asesor del comité tenemos argumentos técnicos geológicos para solicitar esta operación con la certeza de que
se puede encontrar los hidrocarburos que
están esquivando ahora”, indicó.
Para el experto en perforación llegar a
6.050 metros de profundidad con un valor
de $us 57 millones es destacable, puesto
que la mayoría de los pozos llegan a los
5.000 metros para encontrar la formación
Huamampampa.
El equipo de consultores de los cívicos camireños espera que YPFB Andina
informe sobre la profundidad adecuada
para realizar el sidetrack . Sin embargo, la
empresa manifestó que esta alternativa es
insegura por las presiones altas que alcanzan las 15 mil libras. Pérez dijo a su vez que,
en base a sus 20 años de experiencia, esta
operación es viable y en exploración se deben tomar riesgos.
Para el experto, la decisión de una parada técnica para iniciar los estudios de sísmica 2D es más arriesgada que realizar un
desvío en el pozo, desde el punto de vista
económico y de tiempo, puesto que solo el
traslado del equipo vale aproximadamente
$us 1 millón, lo que genera dudas de que
YPFB Andina vuelva a movilizarlo.
Al respecto, Ronny Vargas, presidente
del Comité Cívico de Camiri, recibió la no-ticia como un “baldazo de agua fría” para
la capital petrolera y el país, por lo que en
una asamblea cívica declararon estado de
emergencia en esa región del país.
Entre los puntos de la resolución emitida solicitaron la presencia del presidente
interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, para
comunicarle que si YPFB Andina no realizará una segunda perforación en Sararenda,
este proyecto pase a competencia de la
Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, para que comande el sidetrack en
SRR X1.
“Más allá del informe de la compañía
creemos que es factible el nuevo direccionamiento. Además existe los recursos para
que se ejecute esta perforación”, enfatizó
Además, advirtió que no se quedarán
con los brazos cruzados mientras desmantelan los equipos de perforación en Sararenda, accionar que fue condenado por
el cívico como una falta de lealtad ante el
acuerdo de esperar una reunión con un
equipo de asesores de la región.
Al respecto, se conoció que YPFB Andina efectivamente está realizando el desmontaje del equipo de perforación de la
empresa Petrex en SRR X1, puesto que el
tenerlo parado implica un promedio de
$us 100 mil por día.
Entre tanto, el informe de YPFB Andina
señala que mientras dure el estudio de sísmica 2D, la compañía suspenderá temporalmente los trabajos de perforación que
se estaban efectuando desde finales de
Según Jorge Ortiz, presidente ejecutivo de la compañía, se tiene una marcada
convicción técnica de encontrar nuevos
yacimientos de gas y condensado “por lo
que continuarán trabajando en la realización de estudios geológicos del modelo
estructural en el objetivo de descubrir
nuevas reservas de hidrocarburos en la formación Huamampampa”.
Inicialmente el objetivo del proyecto
exploratorio era obtener producciones de
gas y condensado en volúmenes comerciales en la formación Huamampampa a
una profundidad inferior a 4.520 metros.
Según los estudios probabilísticos Sararenda tendría 1,2 Trillones de Pies Cúbicos
(TCF por sus siglas en inglés) y 34 millones
de barriles de condensado. ▲La perforación del pozo Sararenda X1 culminó. YPFB Andina anuncia la realización de labores de sísmica 2D.OPINIóN
Gerardo Corcos, director carrera ingeniería petrolera UAGRM“pese a resultados improductivos
quedan valiosos datos exploratorios”
En la fase exploratoria se hace un árbol
de posibilidades ó “estudios probabilísticos”. En este caso señalaban un reservorio
de 1,2 TCF de gas natural y 34 millones de
barriles de condensado. En base a estos datos se debe definir el camino más factible,
YPFB Andina decidió perforar directamente el pozo. Ahora que alcanzaron los 6.050
metros de profundidad resultó improductivo y deciden hacer una corrida de sísmica
2D a todo el bloque.
Lo primero que debieron hacer era este
estudio sísmico para definir la estructura y
finalmente entrar al pozo, de esa manera
se hubieran ahorrado $us 57 millones. Pero
todo pozo político está sujeto a estos resul-tados y el personal
de Yacimientos se
ha visto presionado
por encontrar un
paso que se realiza
en exploración requiere tiempo de evaluación, interpretación y de ejecución. Ahora
ese tiempo se necesita para cumplir con los
trámites que necesita la sísmica.
Desde el punto de vista productivo, no
es satisfactorio pero desde el punto de vista exploratorio han obtenido buena información muy valiosa y fidedigna para otros
prospectos exploratorios.Foto: Archivo RETEXTO: lizzett vargas o.Foto: Archivo / Reporte EnergíaEl Comité Cívico de Camiri se opone a la parada técnica del
pozo SRR X1. YPFB Andina optar por realizar sísmica 2D.1 al 15 de Agosto | 2012“(el país) debería primero garantizar retomar las inversiones en exploración, lo
cual solamente es posible si ocurre un profundo cambio de la ley de hidrocarburosFoto: Reporte EnergíaMarco Tavares, presidente del Consejo de Administración de Gas Energy SAMarco TavaresTEXTO: franco garcía S.¿Cuál es la expansión que ha tenido el
GNL en la región en los últimos años?
La región está definitivamente insertada
en el panorama de GNL. A partir de dos terminales flotantes de Argentina (Bahía Blanca
y Escobar), de Brasil (Pecem y Bahía da Guanabara) y el terminal onshore de Quintero
en Chile, ademas del tren de liquefacción de
Peru LNG, tenemos una capacidad de importación de 17 Mtpa y de exportación de
4 Mtpa. El GNL atiende déficits estructurales
de gas firme para Argentina y Chile, permite a
Brasil operar con GNL flexible para su sistema
eléctrico y brinda escala a Perú en su monetización de las reservas de gas de Camisea.“13petróleo
& gasmarco tavares, presidente de consejo de administración gas energy SA‘bolivia requiere retomar las
inversiones para exportar gnl’
Uno de los expositores más destacados del 5to Congreso de la CBHE, adelantó a Reporte Energía, su visión sobre las perspectivas del GNL en las regiones y las oportunidades para Bolivia.
Otros países como Colombia y Uruguay
analizan también entrar con nuevos terminales de regasificación y Brasil tiene un nuevo
terminal flotante en Bahia con capacidad de
4Mtpa en construcción y dos nuevos terminales planeados, en Espirito Santo en Barra
do Riacho y uno en Rio Grande en el sur de
Brasil, que pueden agregar entre 6 a 7 Mtpa
de capacidad adicional de regasificación de
gas importado de Brasil del Pré Sal. Incluso
se espera que el terminal de Espirito Santo
pueda ser un terminal onshore bidirecional
asociado en el futuro a una unidad de liquefación.
De esa forma, el movimiento del GNL en
la región puede representar de 30 a 35 Mtpa
al final de la década que torna esa región en
un gran mercado para el GNL de la Bacia Atlántico.Actualmente ¿cuáles son las ventajas
que ofrece el GNL frente a la demanda de
gas natural?
Las ventajas principales son la capacidad
de oferta de otros países, con suministro diversificado o flexible que permite el atender
necesidades específicas de cada país y de independizar los países de la importación por
gasoductos que se mostró poco confiable
a largo plazo como estrategia vistos los problemas regionales ocurridos al término de la
segunda mitad de la última década.
¿Qué aspectos se destacan del GNL
frente al uso de gasoductos?
La diversificación de las reservas que
atienden el suministro es la principal, evitando que políticas dañinas para la cadena de
E&P de los países exportadores perjudiquen
la estabilidad energética de los países impor-tadores.
¿Cuáles son los aspectos a considerar
para su implementación en Bolivia?
Para que Bolivia implemente una industria de exportación de GNL en el inflamado
mercado asiático debería primero garantizar
retomar las inversiones en exploración, lo
cual solamente es posible si ocurre un profundo cambio de la ley de hidrocarburos, en
la actividad regulatoria, y la relación de las
autoridades gubernamentales con los inversionistas extranjeros.
Solamente retomar el círculo virtuoso
de inversiones en la industria petrolífera de
Bolivia podrá garantizar un posicionamiento
suficiente en reservas de gas para asegurar
las fuertes inversiones en un tren de liquefacción en la costa de Perú o Chile y la logística
necesaria para ello. ▲141 al 15 de Agosto | 2012petróleo
& gas“Con el primer crédito del Bcb se logrará cubrir los recursos para la Planta de Río Grande
e incluso se tendrá un remanente para un posible incremento en el costo de dicha obra“Informe Técnico DNIF - 61 2012 YPFBfijan cronograma de desembolsos del empréstito hasta 2015directorio de ypfb aprueba segundo cré
Este nuevo préstamo financiará la parte restante de la Planta de Separación de Líquidos Gran
Chaco y la totalidad del complejo de Urea y Amoniaco. Además se destinará Bs 144.3 millones
para posibles aumentos en el monto de las obras en las plantas Río Grande y Gran Chaco.
el primer empréstito cambió de moneda y montoTEXTO: franco garcía S.Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realiza las gestiones
para contar con un segundo crédito
del Banco Central de Bolivia (BCB) por Bs
9.100 millones para solventar la parte restante de la Panta de Separación de Líquidos
Gran Chaco y en su totalidad el complejo de
Urea y Amoniaco, según informes oficiales a
los que tuvo acceso Reporte Energía.
En cuanto a la Planta de Separación de
Líquidos Gran Chaco se solicita un monto de
Bs 1.160.421.148 que corresponde al 23% que
faltaba financiar.
Respecto a la Planta de Urea y Amoniaco
en Carrasco, se demanda Bs. 7.795 millones
que corresponden al 100% de su presupuesto de construcción y puesta en operación.
Asimismo, la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos con nota
YPFB - VPNO-183- GNPSL-00558/2012 del 5
de julio de 2012 señaló que se encuentran
trabajando en adendas a los contratos de las
Plantas de Separación de Río Grande y Gran
Chaco, pudiendo concluir en modificaciones en el monto, plazo y alcance de dichas
De esta manera, con la finalidad de prever inversiones adicionales por incremento
en costos de la Planta de Separación Gran
Chaco y/o financiar actividades de otros
proyectos de industrialización que ejecuta YPFB, se considera que el remanente de
recursos del segundo crédito sea inscrito de
manera inicial como “Por asignar en proyectos de industrialización” con un monto de
Bs. 144.3 millones.
Además se indica que la Gerencia de
Plantas de Separación de Líquidos de Yacimientos está encarando otros proyectos de
industrialización que no cuentan con financiamiento asegurado hasta su conclusión y
cuya estimación de costos se conocerá en
los siguientes meses.
Actualmente se encuentra en ejecución
el primer crédito otorgado por el BCB A YPFB
el 10 de septiembre de 2009 y que sufrió sucesivas modificaciones en cuanto al monto
y cronograma de desembolso, siendo la última la efectuada el 18 de abril de 2012 por un
total de Bs 4.879 millones.
Según el informe oficial hasta la fecha se
desembolsaron la totalidad de los importes
que estaban destinados a YPFB Transporte.
En este marco se transfirió los recursos para
el Gasoducto de Integración Juana Azurduy10 de septiembre de 2009. YPFB y el
BCB firmaron el Contrato de Préstamo
SANO 202/2009 en condiciones concesionales para financiar proyectos de
inversión en el sector hidrocarburos, por
un monto de $us 1.000 millones, con un
plazo de 20 años, tiempo de gracias de
5 años a partir del primer desembolso, a
una tasa de interés de 1% anual.
19 de agosto de 2010. Se firmó la
primera adenda que modifica moneda
de dólares estadounidenses a bolivianos, quedando el financiamiento por un
moento total de Bs. 6.970 millones.
9 de octubre de 2010. Se promulgó la
Ley No.50 del Presupuesto Reformulado,
en la cual se destina Bs. 2.091 millones del(GIJA) con Bs 224.9 millones, Ampliación del
Gasoducto Villamontes - Tarija (GVT) con
Bs.71 millones y Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA Fase I con Bs 342.8 millones.
Los recursos que estaban destinados al
financiamiento de las Plantas de Separación
de Líquidos de Río Grande por Bs 1.162 millones y Gran Chaco por Bs 3.077 millones, se
encuentran en plena ejecución, habiendo
incluso solicitado al BCB la ampliación del“la gerencia de plantas
de separación de líquidos de yacimientos
está encarando otros
proyectos de industrialización que no
cuentan con financiamiento asegurado
hasta su conclusión“periodo de desembolso hasta finales de la
Con el primer crédito del Banco Central
de Bolivia se logrará cubrir la totalidad de los
recursos necesarios para el financiamiento
de la construcción y la fiscalización de la
Planta de Río Grande (Bs 1.162 millones) e
incluso se tendrá un remanente como previsión del 1,8% del valor total de la construcción y fiscalización de la planta para un posible incremento en el costo de dicha obra.
Con relación al financiamiento de la
Planta de Separación de Gran Chaco, del valor total del presupuesto vigente (Bs. 4.238
millones) para la construcción, fiscalización ycrédito del BCB, a la empresa Boliviana de
Industrialización de Hidrocarburos (EBIH),
para la implementación de proyectos de
industrialización. Con resolución de Directorio de YPFB No. 48/2010, se autoriza
la desafectación de $us 300 millones del
crédito del BCB SANO 202/2009.
29 de diciembre de 2010. Se firmó la
segunda adenda que reduce el monto
del préstamos a Bs. 4.879 millones por
la transferencia de Bs. 2.091 millones a la
EBIH para proyectos de industrialización.
18 de abril de 2012. A través de la Resolución de Directorio No. 33/2012 se
aprueba la última modificación al cronograma de desembolsos del primer crédito del BCB.compra de equipos estratégicos, con el primer crédito del BCB se logrará cubrir el 73%.
Queda un saldo sin financiamiento a la fecha
de Bs 1.160 que será cubierto con el segundo crédito del BCB.
Con relación al proyecto de la construcción de la Planta de Urea y Amoniaco, según
la programación de 2012 se prevé que el
proceso de licitación concluya de manera
satisfactoria con la adjudicación de una empresa en agosto de 2012 y la firma de contrato hasta mediados del mes de septiembre.
Con relación a los otros dos proyectos
de industrialización, a través de la Gerencia
Nacional de Plantas de Separación de Licuables se encuentran en ejecución: la construcción de la Planta de Gas Natural Licuado
(GNL), construcción de las plantas de Etileno
y polietileno.
En el caso de la Planta de GNL la Ingeniería, Procura y Construcción fue licitada el
2 de mayo del 2012 y la fecha de presentación de propuestas está programada para el
7 de agosto de este año. La fuente de financiamiento de esta inversión corresponde en
un inicio a recursos propios de YPFB Casa
Aparte de la construción de la planta de
licuefacción, compra de cisternas y planta
de regasificación, se tienen otras inversiones
programadas como la construcción de la red
de distribución de gas, que hasta la fecha no
se decició acerca de su financiamiento.
Referente a la implementación de las
Plantas de Etileno y Polietileno, en febrero
de 2012 se lanzó la segunda convocatoria
para la contratación de una firma internacional para la elaboración de la ingeniería con-planta gran chaco1.160
MM/BsEs el monto equivalente al 13% que se financiará con el segundo
crédito del BCB.primer crédito del BCB4.879
MM/BsEs la cantidad total de
seguirá desmbolsando
a YPFB hasta 2013.pla7.7MMade14Mpresupuesto de proyectos y as
Proyectos	Presupuesto	Vigente (Bs)	Asign
BCBPlanta Río Grande:	1.141.439.665	1.162.1
Construcción y	Fiscalización	Y
Planta Gran Chaco:	4.238.354.475	3.077.9
Construcción,	Fiscalización y Compra de Equipos	Estratégicos	programación anual de gast
Gestión 2012:	Gestión 2013:	Gestión 2014:	Gestión 2015:	Total:	$us 274.240.000.-	$us 307.500.000.-	$us 307.500.000.-	$us 230.760.000.-	$us 1.120.000.000.-	ceptual. El 23 de julio se realizó la presentación de propuestas y se prevé tener la firma
contratada para fines de agosto o principios
del mes de septiembre. Este estudio estará
concluido a mediados de 2013. Esta etapa
de pre-inversión está siendo financiada con
recursos de YPFB Casa Matriz. Luego para
la fase constructiva de este proyecto no se
cuenta aún con alguna fuente de financiamiento. ▲1 al 15 de Agosto | 2012“se encuentra en ejecución el primer crédito otorgado por el BCB A YPFB por Bs 4.879
millones, que sufrío diferentes modificaciones del monto y cronograma de desembolsoInforme Técnico DNIF-61 2012 YPFBPlanta de úreaplanta urea y amoniaco
Es el monto correspondiente al 100% del
financiamiento con el
2do. crédito del BCB.Bs9.100 MMPlanta separadora de líquidosadendas y otros proyectos44.3Son los fondos por
asignar remanentes
del segundo crédito
del BCB.MM/Bsasignación de primer créditonación	Crédito
(Bs)“Saldo (Bs)	Comentario113.673	20.674.008	Previsión para
contrato según carta
YPFB-VPNO-183	GNPSL-0058/2012933.327	1.160.421.148	Déficit que tendrá
que ser cubierto
con recursos del
del BCB.tos planta de urea-amoniacoequivalente a:	equivalente a:	equivalente a:	equivalente a:	Bs
Bs1.908.710.400.2.140.200.000.2.140.200.000.1.606.089.600.7.795.200.000.-Alvaro Ríos
Socio Director Gas Energy“es importante
una reingeniería
antes de seguir”
Bolivia necesita de proyectos para generar empleo y
El nuevo modelo en el país le asigna esta responsabilidad a Yacimientos. Los montos que
se están asignando a YPFB para que los
lleve a cabo son muy altos y eso exige
una extrema responsabilidad y seriedad
en su manejo. Con los dos escándalos
de corrupción en el único proyecto de
magnitud que viene ejecutando YPFB,
es cuestionble si existe la capacidad moral para llevarlos a cabo.
La estatal petrolera tampoco está,
desde nuestro punto de vista, preparada para encarar técnicamente estos
proyectos. Cada uno de ellos debe estar
a la cabeza de un profesional intachable
que haya ejecutado por lo menos dos
de igual magnitud. No puede dejarse
estos proyectos de montos tan elevados
en manos de inexpertos. Nuestra recomendación es que YPFB se reencamine
antes de que estos grandes flujos de dinero sigan fluyendo a manos inexpertas
que hacen un mal uso de ellos. Es importante una reingeniería de seis meses a
YPFB antes de proseguir.
En otro orden de cosas, tenemos
un alto grado de excepticismo respecto
de la localización de la planta de urea.
Creemos que ese proyecto no está bien
ubicado porque todas las plantas de petroquímica están sobre puertos o sobre
accesos a transporte masivo como ser
ferrocarriles, por ejemplo. Evacuar a los
mercados la produccion de urea desde
el Chapare se tornará un fiasco y tendremos un elefante blanco. Esto lo comentan todos los entendidos en la materia y
creo que debemos reflexionar mucho
antes de llevar adelante ese proyecto
en esa ubicación. Sugeriríamos evaluar
Puerto Suárez donde hay gasoducto,
línea férrea y mercado en Brasil.Foto: Archivo / REM/Bspetróleo
OPINIonesrédito del bcb por Bs 9.100 mm79515destino actual de desembolsos del primer crédito
Empresa/Unidad	Proyecto	Ejecutora	YPFB Transporte	Monto Asignado
Bs.Gasoducto de Integración	Juana Azurduy (GIJA)
Ampliación del Gasoducto	Villamontes - Tarija
Expansión Líquidos Sur	Asociado al GIJA Fase I224.993.000
71.063.000
342.897.000YPFB Casa Matriz -	Construcción Planta de separación	Gerencia Nacional Plantas	de Líquidos Gran Chaco - Tarija
de Separación de Líquidos	Construcción Planta de Separación de Líquidos Río Grande
TOTAL 3.077.933.327
1.162.113.6734.879.000.000composición del segundo contrato de préstamo
Destino del Crédito	Construcción Planta de Separación de Gran Chaco - Tarija	Construcción de la Planta de Urea Amoniaco de Carrasco	Por asignar en proyectos de industrialización	Total	Presupuesto Bs
1.160.421.148
7.795.200.000
144.378.852
Fotos: Reporte Energíaantecedentes segundo préstamo para yacimientos
23 de diciembre de 2011. Se
promulgó la Ley No.211: Ley del
Presupuesto General del Estado - gestión 2012, en cuyo artículo 17 trata del Crédito Interno
del Banco Central de Bolivia a
YPFB para el financiamiento de
Proyectos de Industrializaciónde Hidrocarburos de hasta Bs.
9.100.000.000 en condiciones
concesionales.
5 de junio de 2012. El BCB hace
llegar a YPFB el Reglamento para
la concesión de crédito a las Empresas Públicas Nacionales Estratégicas.14 de junio de 2012. El BCB solicita a YPFB el envío de todos los
documentos detallados en el artículo 2 del Reglamento para la concesión de crédito del BCB, con el
propósito de preparar el contrato
de préstamos para el segundo crédito concesional del BCB a YPFB.27 de junio de 2012. La Gerencia
Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios, solicita a la Gerencia
Nacional de Plantas de Separación
de Líquidos, las presentación de
una propuesta de cronograma de
desembolsos y un informe técnico
que justifique dicha asignación derecursos.
5 de julio de 2012. La Gerencia
remite a la Gerencia de Planificación toda la información técnica
que respaldan a los proyectos que
serán financiados por el segundo
crédito del BCB.161 al 15 de Agosto | 2012Petróleo
& Gas“Los agentes que tienen poder de decisión de las empresas de E&P, sostuvieron que
no había dudas de las potencialidades prospectivas petroleras en Bolivia“Luis Carlos Sánchez, gerente de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de YPFBLuis Carlos Sánchez, gerente de evaluación de recursos hidrocarburíferos de YPFB“EStamos a la altura de las grandes
corporaciones y la competencia”
Después de que la estatal petrolera participara en ocho eventos internacionales para promocionar áreas exploratorias e inversiones en Bolivia, el responsable de esta labor habla de los avances obtenidos y la buena aceptación de importantes compañías.¿Cuáles son los resultados obtenidos
en la primera ronda internacional de promoción de áreas y como califican lo logrado hasta la fecha?
La Primera Ronda Internacional de Áreas
Exploratorias de Bolivia todavía no ha finalizado, por consiguiente no es posible mencionar resultados tangibles de los esfuerzos
realizados y por realizar. Esto concluye el 30
de noviembre del año en curso, por lo que
hay tiempo para que las empresas interesadas en explorar nuestras áreas cumplan las
formalidades de compra de los Documentos de Licitación y Paquetes de datos hasta
el tres de agosto para Convenios de Estudio
y hasta el 10 de agosto para Contratos de
Servicios Petroleros. Toda esta información
se encuentra en el sitio: http://boliviarondaexploracion.com/.
En cuanto a lo logrado a la fecha, hay
que señalar que YPFB ha participado en los
eventos más importantes donde se congregan las empresas de exploración y explotación (E&P) más grandes e influyentes del
YPFB ha estado a la altura de las grandes corporaciones ofreciendo áreas exploratorias e incluso compitiendo con Perú y
Colombia, en la atracción de interés inversor. En síntesis, desde el 13 de marzo al 13 de
julio del año en curso se desarrollaron ocho
eventos y participaciones, se concretaron
más de una veintena de reuniones. Todo un
equipo multidisciplinario de YPFB se reunió
con sus pares de empresas interesadas en
invertir en Bolivia.
¿Qué empresas y de qué países están
interesadas en realizar exploración en el
De acuerdo a las múltiples reuniones
sostenidas con agentes que tienen poder
de decisión en las empresas E&P, cada uno
de ellos sostuvo que no había dudas de las
potencialidades prospectivas petroleras en
Bolivia. Muchos técnicos, sobre todo geólogos, mostraron gran interés de la información presentada en los brochures (folletos)
de los bloques ofrecidos y las presentaciones realizadas.
No obstante, sería irresponsable citar el
nombre de las empresas con las cuales se ha
tenido un acercamiento exitoso, sobre todo
porque estos procesos llevan su tiempo
hasta que las instancias correspondientescomuniquen los acuerdos y los resultados
alcanzados.Foto: Archivo / Reporte EnergíaTEXTO: F. García y E. GarcíaDe todas las empresas interesadas en
obtener información sobre exploración
en el país ¿Con cuáles se han dados pasos
concretos e importantes que muestren la
posibilidad de suscribir posteriormente
convenios de estudios o contratos de E&P
y específicamente en qué áreas?
Sobre todo, se han tenido avances exitosos de probables acuerdos con empresas
de renombre mundial regionales que se encuentran en proceso de expansión.
¿A cuánto asciende los recursos económicos que se destinaron para realizar
las tareas de promoción y cuál es el monto programado para esta primera ronda
exploratoria?
El objetivo de YPFB, con respecto a la
participación en los eventos en el exterior,
es concretar exitosamente la Primera Ronda
Internacional de Promoción de Áreas Exploratorias. No obstante, sería incompleta la
descripción de los alcances de la presencia
internacional sin hacer mención de los esfuerzos empleados para tal fin.
Para la presencia de YPFB en los eventos
internacionales se ha desplegado importantes recursos humanos y financieros, para
elaborar productos e instrumentos (paquetes de datos de las áreas exploratorias, brochures, estructuración de licitaciones, etc.),
además de desplegar la logística necesaria,
para emplazar stands al nivel de las más
importantes corporaciones petroleras y superar los trámites y procesos para solventar
impresiones, traducciones, alquileres, organizadores de eventos, etc.
En la tarea de promoción de áreas exploratorias ha participado cerca del 80% del
personal de la Gerencia de Evaluación de
Recursos Hidrocarburíferos (GERH) y otros
profesionales de YPFB Corporación.
El aporte de los profesionales se realizó
en conformidad al desarrollo de las etapas y
elaboración de los instrumentos y logística
implícita que no solo finalizan en la presencia de YPFB en los eventos internacionales,
con la solvencia necesaria, sino en la estructuración de todo un andamiaje legal,
normativo y de coordinación que respalda
y pretende finalizar con las firmas de Convenios de Estudio y Contratos E&P, en el marco
de los plazos ya establecidos.
También se incorpora lo que en proyectos se denomina costos overead o no.
Se tiene que tomar en cuenta el contextoLuis Carlos Sánchez destacó la labor de los profesionales de YPFB en la creación de la plataforma de promoción de YPFB.participación de YPFB en eventos de promoción
Nro.	Evento	Fechas	Lugar1	Colombia Oil And Gas (COG) 2012	13-15 Marzo 2012	Cartagena, Colombia2	18th Latin Oil Week	16-18 Abril 2012	Rio de Janeiro, Brasil3	Ypfb Gas Y Petróleo 2012	17-18 Mayo 2012	Santa Cruz, Bolivia4	36th Annual Ipa Convention And Exhibition	23-25 Mayo 2012	Jakarta, Indonesia5	World Gas Conference (Wgc)2012 4-8 Junio 2012	Kuala Lumpur, Malasia6	Global Petroleum Show (Gps)2012	12-14 Junio 2012	Calgary, Canadá7	World Nocs	18-22 Junio 2012	Londres, Uk8	Latinv E&P (Arpel) 2012	10-13 Julio 2012	Cartagena, Colombia9	Nape Expo 2012 Summer	17-19 Agosto 2012	Houston, Texas10	Rio Oil & Gas	Septiembre	Rio de Janeiro, Brasil11	Osea 2012	27-30 Noviembre 2012	Marina Bay Sands, Singapurdinámico, los precios cambian en el tiempo
y como siempre persiste la incertidumbre,
donde el presupuesto es ajustado conforme a las necesidades, tanto de YPFB Casa
Matriz como las subsidiarias que financian
parte de este esfuerzo en común. Una vez
que finalice la Ronda Internacional de Promoción de Áreas, conoceremos los gastos
reales ejecutados y los haremos conocer
cuando llegue la oportunidad.
¿Cómo ha visto el desempeño de la
labor promocional de YPFB en relación
a otras empresas que también ofertanáreas exploratorias en sus países?
Es importante remarcar que en la gran
mayoría de los eventos a los que hemos
asistido, nos hemos encontrado de igual
forma con delegaciones de otros países
que están llevando adelante proyectos de
la misma naturaleza de YPFB. De esta forma,
observamos todo el despliegue que tiene
cada una de estas instituciones en pro de
buscar interesar a nuevos inversionistas en
cada uno de sus países y es muy satisfactorio ver que nuestro trabajo está a la par de la
ANH de Colombia y de Perupetro, agencias
que llevan más de 5 años en esta labor. ▲1 al 15 de Agosto | 201217181 al 15 de Agosto | 2012Petróleo
& GAs“no se definen estructuras positivas de interés exploratorio y por el contrario se
muestra un gran sinclinal para la mayor parte de su superficie y en todos sus niveles“Informe de Evaluación Área Taputá, Pluspetrol Bolivia Corporation SAInformes aprobados en el directorio de la estatal petroleraPluspetrol devuelve área Taputá y mues
YPFB concedió estas áreas bajo un Convenio de Estudio de evaluación del potencial de reservas en la zona, con el objetivo
de establecer bases futuras para proyectos destinados a exploración, desarrollo y producción de gas y líquidos.TEXTO: Edén García s.Área Arenales - Caso CHaco Medio, CHaco Inferior y YEcua PetacaPluspetrol Bolivia Corporation SA dio
a conocer a Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos (YPFB) su decisión de no continuar con la siguiente etapa
exploratoria en el área Taputá, ya que los
resultados de los estudios realizados por
esta compañía muestran que carece de
valor prospectivo.
Por el contrario, la petrolera tiene interés en desarrollar planes exploratorios y
de producción en el área Arenales, particularmente, en el prospecto denominado
Cabezas que, de acuerdo al estudio geológico detallado, contiene mayores reservas
de gas y líquidos.
YPFB concedió estas áreas bajo un
Convenio de Estudio de evaluación del potencial de reservas para que se establezcan
bases futuras, con miras a la exploración,
explotación y producción de hidrocarburos. Los informes de ambas decisiones de
Pluspetrol fueron considerados y aprobados en reunión del directorio de la estatal
Para la evaluación del área Taputá, situada a 170 kilómetros (kms) al sur de Santa
Cruz de la Sierra y a 70 kms al noreste de la
ciudad de Camiri, se utilizó la información
existente en los archivos de la empresa y
los datos de planimetría e información sísmica solicitada a Yacimientos.
También se realizaron tareas de definición de unidades geológicas y correlación
estratigráfica entre pozos, edición, empalme e interpretación de perfiles de pozo e
interpretación de sísmica 2D y 3D.
Si bien el área Taputá, carece de sondeos de exploración, la misma está rodeada de bloques productores de gas y
líquidos como Tajibo y Tacobo, entre las
más importantes, que son operados por
Sobre la base de la observación y disposición de la roca madre generadora presente en la zona relacionada con los reservorios asociados se definen tres sistemas
petroleros: Los Monos – Huamampampa,
Los Monos – Carbonífero y Los Monos –
Como consecuencia del estudio y el
análisis de las 20 líneas sísmicas 2D, información aerogavimétrica y aeromagnética
realizada para la evaluación del área, el
informe llega a la conclusión de que “no
se definen estructuras positivas de interés
exploratorio y por el contrario se muestra
un gran sinclinal para la mayor parte de suEl documento prevé 4 casos hipotéticos de descubrimientos en
diferentes formaciones, este cuadro expresa el primero que contempla las proyecciones económicas y de producción en Chaco
Medio, Chaco Inferior y Yecua – Petaca
Fuente: Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SAsuperficie y en todos sus niveles”.
Por este motivo, Pluspetrol descarta
cualquier operación técnica para encarar
una actividad exploratoria e inversionesfuturas.
La situación en el área Arenales, situada a 130 kms al sur de Santa Cruz de la
Sierra, es diferente, puesto que la petroleraen base al análisis y la integración de los
datos preexistentes, sumado a las reinterpretaciones estratigráficas, estructurales y
sísmicas realizadas, identificó el prospecto1 al 15 de Agosto | 2012“De acuerdo al estudio geológico detallado, realizado en el Área Arenales, inicialmente
se propone la exploración del prospecto Cabezas, considerado de alto interés“Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SA19Petróleo
& Gasstra interés exploratorio en Arenales
Cabezas con objetivo en las formaciones
Yecua – Petaca, Grupo Chaco Inferior y
Grupo Chaco Medio.
El objetivo que mejores características
presenta es Chaco Medio con 200.59 bcf
(billones de pies cúbicos, por su sigla en
inglés) de reservas de hidrocarburos y una
probabilidad de éxito geológico de 27,2%.
Por su parte, Chaco Inferior y Yecua
– Petaca presentan recursos de 127 bcf y
55.36 bcf y una probabilidad de éxito de
25.3% y 23.3%, respectivamente.
Tomando en cuenta el prospecto, recursos y riesgos geológicos determinados
se elaboraron distintos planes exploratorios para optimizar la futura búsqueda de
los hidrocarburos involucrados y el más
adecuado contempla los estudios de geociencias, reproceso de la sísmica 2D existente, registro de 150 kms de sísmica 2D y
perforación de dos pozos exploratorios.
Después de la fase exploratoria prevista para el 2014 y, declarado un descubrimiento comercial, se dará inicio al plan de
desarrollo con la eventual perforación del
resto de los pozos en los siguientes años,según el cronograma.
Para la siguiente etapa exploratoria se
requiere la suscripción del contrato de Servicios Petroleros entre Pluspetrol y YPFB,
por lo que diferentes instancias técnicas
de la estatal petrolera recomiendan iniciar
con las negociaciones, en el que ya se maneja la posibilidad de asociación de YPFB
Chaco SA a este proyecto. ▲PROSPECTO CABEZAS
Objetivo	Recurso estimado (OGIP)	% Chance de éxitoChaco Medio	200.59 bcf	27.2Chaco Inferior	127 bcf	25.3Yecua – Petaca	55.36 bcf	23.3Fuente: Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SACRONOGRAMAFuente: Informe de Evaluación Área Arenales, Pluspetrol Bolivia Corporation SA201 al 15 de Agosto | 2012Petróleo
& Gas“como directorio no influimos o decidimos acerca de que empresa se adjudica un proyecto,
solamente autorizamos el inicio del proceso y aprobamos el modelo del contrato“Hugo Sosa, director de YPFB por el departamento de Santa Cruz
Fotos: Reporte Energíaamparados en el estatuto de yacimientosDirectores de
YPFB aclaran que
no intervienen en
Afirman que esta competencia es de completa responsabilidad del presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas.
TEXTO: Edén García s.Tres representantes del directorio de
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) eximen de responsabilidades a esta máxima instancia, en relación
a los supuestos actos irregulares en la licitación de la Planta Separadora de Líquidos de
Río Grande y Gran Chaco, afirmando que, de
acuerdo a norma, únicamente autorizan el
proceso de contratación de obras y servicios,
pero que no participan en las comisiones de
calificación y adjudicación de las empresas.
En su momento Carlos Villegas, presidente YPFB, señaló que las decisiones de todos
los proyectos y principalmente las plantas
de separación de Río Grande y Gran Chaco
se toman en el directorio de la estatal, en el
que participan representantes del Ministerio
de la Presidencia, Economía, Planificación,
Hidrocarburos y Energía y delegados de los
cuatro departamentos productores (SantaCruz, Tarija, Cochabamba y Chuquisaca).
“Por lo tanto, todo el proceso es transparente, es diáfano y además toda la documentación de los proyectos es de conocimiento
público”, destacó.
Al respecto, Hugo Sosa, miembro del directorio de Yacimientos por el departamento de Santa Cruz, indicó que solamente autorizan el inicio del proceso de contratación
de cualquier proyecto que tenga un monto
superior a un $us 1 millón, el cual debe estar
respaldado por un informe técnico, legal y
económico, pero que la adjudicación de la
obra o servicio a las empresas es de completa responsabilidad del presidente de YPFB y
“En realidad como directorio no influimos o tomamos una decisión de que empresa se adjudica, solamente autorizamos
el inicio del proceso y aprobamos el modelo
del contrato”, aclaró.
En esa misma línea, el director en representación del Ministerio de Hidrocarburos
y Energía, Carlos Sánchez, señaló que deEl presidente Morales en una inspección a Río Grande junto a funcionarios de YPFB, entre ellos Gerson Rojas (seg, izq).acuerdo a los Estatutos de YPFB, ellos no
participan de las comisiones de calificación
ni de la adjudicación de los bienes, obras y
servicios y que las atribuciones del directorio se enmarcan en aprobar la política de la
empresa en los aspectos estratégicos, técnicos, económicos, financieros, ambientales
y sociales, siguiendo los lineamientos de la
Política Nacional de Hidrocarburos dictada
Para Sosa, el directorio está enfocado en
la fiscalización “macro”, permitiendo que las
inversiones de YPFB se las haga en coherencia con las políticas energéticas, pero que no
pueden ir al detalle de a quien se contrata.
Entre las actividades de fiscalización,
apuntó que mientras la obra se construye
pueden solicitar informes sobre el avance de
la misma y hacer visitas in situ, para observar
su estado físico y la ejecución financiera.
Por su parte, Luis La Fuente, director por
el departamento de Tarija, añadió que en las
plantas se cuenta con fiscales, supervisores,
directores y gerentes tanto de YPFB comofunciones del directorio
Estatuto de ypfb Art 9. inc f. Autorizar los procesos de contratación de
bienes, obras, servicios generales y de
consultoría por montos superiores a
un millón de dólares americanos o su
equivalente en bolivianos, en el marco
de las disposiciones legales aplicables.de la empresa que realizan una fiscalización
detallada, pero que el directorio tiene otro
grado de control.
“No podemos estar todos los días en la
planta controlando quien trabaja y quien
no, o hacer pre–comisionado, comisionado,
control de calidad de partes o de equipos”,
Este medio de comunicación intentó
obtener las versiones de los otros miembros
del directorio, pero hasta el cierre de edición
no respondieron a la solicitud enviada vía
correo electrónico. ▲1 al 15 de Agosto | 201221221 al 15 de Agosto | 2012petróleo
& gas“lamentamos que la decisión de Pan american energy de rescindirnos el contrato tras 18
años de actividad continua ponga en riesgo el trabajo y la estabilidad de 1.000 familias“Comunicado Contreras Hermanos SAPROBLEMAS EN EL MAYOR YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS DE ARGENTINAconflicto en cerro dragón
en conciliación obligatoria
Los obreros se quejaron por la lentitud en las negociaciones y amenazaron con realizar nuevas medidas de fuerza si no se atiende sus demandas hasta el tres de agosto.
TEXTO: RE y agenciasEl problema surgido en el principal yacimiento productor de hidrocarburos de
Argentina, Cerro Dragón, hace más de
un mes se encuentra en etapa de diálogo y
negociación tras haberse superado la etapa
de tomas y violencia por parte de la agrupación Dragones en el marco de la conciliación
obligatoria dictada por el gobierno de la provincia Chubut, reportó la prensa de ese país.
Ejecutivos de la operadora Pan American
Energy (PAE) y trabajadores de la construcción pertenecientes a la agrupación Dragones retomaron las conversaciones junto a las
empresas contratistas y representantes de
la cartera laboral del Gobierno provincial, seinformó.
En este marco, la operadora garantizó el
pago de los salarios a todos los trabajadores
involucrados, al tiempo que ratificó que mantendrá firme su postura de “excluir del campo” a quienes participaron de la violencia y
los destrozos efectuados en el yacimiento.
Por su parte, los Dragones –quienes reclamaban, entre otros puntos, la equiparación
salarial con el gremio petrolero – sumaron al
pliego petitorio el pago de los días caídos y la
continuidad laboral de los trabajadores que
prestan servicio a través de las contratistas
Skanska y Contreras Hermanos SA, empresas
a las cuales la operadora PAE les rescindió el
En este tema, Contreras Hermanos SA en
un comunicado enviado a Reporte Energía
lamentó que la decisión de PAE de revocar sucontrato tras 18 años de actividad continua
ponga en riesgo el trabajo y la estabilidad
de aproximadamente 1000 familias y que la
responsabilidad por el empleo, condiciones
y tratamiento en general de los trabajadores
no les corresponde por decisión de la operadora y otros actores.
Los obreros se quejaron por la lentitud en
las negociaciones y amenazaron con ejecutar nuevas movilizaciones a partir del tres de
agosto, fecha en la que finaliza la conciliación
Cerro Dragón es el mayor yacimiento de
petróleo individual del país. El campamento
central está ubicado 70 kilómetro al sudoeste
de Comodoro Rivadavia. En la zona trabajan
en forma directa para Pan American Energy
800 personas y más 7.000 que operaban hasta hace poco bajo la figura de contratistas. ▲modificaron
Tras recibir una justificación técnica de la instancia ejecutiva de YPFB
Corporación, su Directorio aprobó la
modificación de cuatro artículos del
Reglamento para la Ejecución de Actividades de Exploración y Explotación
en Áreas reservadas a favor de la estatal
El cambio de contenido de los artículos 4 y 5 del capítulo II; 6 y 7 del capítulo III de la Resolución de Directorio
72/11, permitirá reducir los tiempos y
facilitar la iniciación de las actividades
exploratorias en las áreas de interés hidrocarburífero.
Según YPFB es importante definir
el alcance del proyecto exploratorio
cuando se disponga de la suficiente
información e introducir el alcance del
proyecto inicial exploratorio cuando no
se disponga de información suficiente,
con la finalidad de posibilitar el inicio
del trabajo exploratorio a cargo de YPFB
y de las empresas en las que la estatal
petrolera cuente con la mayoría accionaria en un menor tiempo posible.1 al 15 de Agosto | 2012TEXTO: Lizzett Vargas O.Ante el fracaso del proyecto de Riesgo
Compartido entre la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM) y Jindal Steel Bolivia, representantes cívicos y autoridades de
la provincia cruceña Germán Busch proponen que la nueva licitación para explotación
del 50% del yacimiento de hierro de Mutún,
debe ser adjudicada a varias empresas.
La sugerencia es avalada y coincide con
la del experto minero, José Padilla, quién señala que la principal ventaja del planteamiento sería la disminución del costo de inversión,
lo que garantizaría el desarrollo del proyecto
Para José Luis Santander, presidente del
Comité Cívico de Puerto Suárez, esta modificación legal en los nuevos contratos debe
partir desde el criterio técnico de que el 50%
del yacimiento equivale a 20 mil toneladas de
Según las proyecciones para 40 años,
como señalaba el contrato con Jindal, una
sola empresa llegaría a explotar 1.900 millones de toneladas (t), dejando 18.100 millones
de toneladas sin aprovechar, apunta el cívico.
Sin embargo, ambos entrevistados coinciden en que para contar con un contrato
que permita asegurar la explotación del
Mutún, es necesario brindar a las empresas
seguridad jurídica para que sus inversiones
estén garantizadas, especialmente las destinadas a la logística de exportación del hierro,
aspecto fundamental que, afirman, ocasionó
la salida de la empresa india.
Para ello, el experto sugiere que el Estado
a través de la ESM estipule en los nuevos contratos que la responsabilidad de la inversión
en la construcción de puertos, carreteras y
transporte corresponda a las compañías que
se adjudiquen la explotación del yacimiento,
fondos que pueden ser compensados con el
En contraposición, Ignacio Barbery, director de la ESM por la provincia Germán Busch,
indica que las modificaciones que le puedan
hacer a los nuevos contratos son irrelevantes,
puesto que Bolivia perdió la credibilidad internacional con la salida de Jindal del proyecto Mutún.
Además, aclaró que para iniciar las nuevas licitaciones la ESM debe refundarse desde
el nombre, puesto que fue creada mediante
Ley para fiscalizar exclusivamente el contrato
de riesgo compartido con Jindal.
En cuanto al suministro de gas, las autoridades y representantes cívicos porteños,minería“Ignacio Barbery, director de la ESM por la provincia Germán Buschante fracaso del proyecto de riesgo compartido con jindal steel bolivia‘mutún REQUIERE contrato
múltiple DE EXPLOTACIÓN’
Cívicos de la provincia Germán Busch, directores de la ESM y expertos sugieren que la logística
del proyecto siderúrgico debería estar a cargo de las empresas que se adjudiquen la licitación.
aclararon que sino se garantiza su provisión
no se podrá desarrollar el proyecto Mutún.
Por su parte, el Ministerio de Minería y
Metalurgia informó que el análisis y formulación de nuevos contratos relacionados a la
explotación del yacimiento Mutún se realizará una vez que concluyan todos los trámites
para finalizar la relación con Jindal, que se estiman en nueve meses.
De acuerdo con la Cartera del sector, la
nueva compañía tendrá que invertir entre
$us 2.000 y $us 3.000 millones, además de
demostrar solvencia, para lo que tendrá que
depositar un porcentaje de esa inversión en
una cuenta nacional.
La empresa india formalizó la ruptura del
contrato de riesgo compartido con el Gobierno, firmado para la explotación de hierro en
el Mutún luego de varios meses de infructuosa negociación. ▲Foto: Archivo / Reporte Energía“los cambios a los nuevos contratos son irrelevantes, puesto que Bolivia perdió
la credibilidad internacional con la salida de Jindal del proyecto Mutún23Máquinas chancadoras utilizadas en la explotación del hierro en el complejo siderúrgico del Mutún.planteamientos para próximos emprendimientos
José Luis Santander, Pdte. Comité Cívico de Puerto SuárezJosé Padilla, experto minero
y ex director de la ESMIgnacio Barbery, Pdte. de la
ESM, provincia Germán Busch“tenemos embargado la mitad del
cerro Mutún”“La logística debe
cinco puntos”“están castigando
la industrialización del país”Para mejorar la gestión del proyecto
debería funcionar la ESM, en el sentido de
cumplir su rol fiscalizador, principalmente
en la inversión. El contrato los obligaba a
invertir pero sin control Jindal no tuvo la
obligación de hacerlo. En el aspecto legal,
no se puede dar tanto terreno a una sola
empresa para que explote El Mutún.
En consecuencia, ahora tenemos
embargado la mitad del cerro Mutún
por los arbitrajes que iniciará Jindal, provocando además la inmovilización de 20
mil millones de toneladas de hierro. Con
todo esto yo estoy incrédulo, no creo
que se explote más este yacimiento.Lo primero que se debe cambiar es
la logística en cinco aspectos fundamentales para garantizar la comercialización
del hierro: la construcción de un puerto,
provisión de agua, habilitación del ferrocarril, suministro eléctrico y gas natural. Si
no se resuelven estos puntos no se podrá
explotar el Mutún. Otro problema es el
tiempo que demorará el rompimiento
del contrato con Jindal para iniciar las
nuevas licitaciones. Ante esta situación,
es importante que Yacimientos desarrolle
los proyectos exploratorios paralelos al
desarrollo de El Mutún para garantizar los
volúmenes de gas requeridos.Como porteño, estoy molesto de
que la empresa Jindal se vaya, sin importar las cifras que invierta. Lo que pasa es
que el gobierno se acostumbró a que las
empresas privadas pongan para después
nacionalizarlas. Además, el problema no
es el contrato, es el gas. ¿Qué empresa va
a venir si no existen los volúmenes necesarios?. Además si el gas lo están vendiendo a la Argentina y nosotros nos estamos
quedando sin desarrollar la industria siderúrgica. A mi parecer el Gobierno está castigando la industrialización del país para
exportar materia prima, como el gas, que
ni siquiera es transformada.241 al 15 de Agosto | 2012especial /
6 de agosto“preocupa la escalada de conflictos sociales y hechos que generan inseguridad jurídica,
resguardo de la propiedad privada y capacidad para hacer cumplir contratos“Daniel Sánchez, presidente de la Confederación de Empresarios Privados de BoliviaEMPRESARIOS, GOBIERNO Y ANALISTAS EVALÚAN LA SITUACIÓN DEL PAÍS en su 187 aniversario de creaciónEconomía crece, pero aún restan
tareas para encaminar desarrollo
Foto: ABIEn el ámbito hidrocarburífero y minero se destaca el crecimiento del valor de las exportaciones. Sin embargo, existe desconfianza por la provisión eléctrica para ampliaciones de proyectos. Gobierno ve con optimismo manejo de la economía nacional.
TEXTO: Franco García S.El auge de las exportaciones mineras e
hidrocarburíferas, acompañadas de un
mayor desarrollo de la construcción,
manufacturas, transporte y servicios financieros registran en el primer trimestre de este
año un progreso moderado de la economía
que permiten afrontar con optimismo la situación del país para el resto del 2012, afirma
Sin embargo, empresarios y analistas
consultados opinan que se trata de una coyuntura favorable ligada a los altos precios
de la materia prima a nivel internacional y no
por el dinamismo de la producción nacional
o mejores condiciones de inversión.
En vísperas de cumplirse los 187 años de
la creación de Bolivia, Reporte Energía solicitó el criterio de diversos actores acerca del
andamiaje de la economía del país, sobre la
base de la proyección oficial brindada por la
ministra de Planificación del Desarrollo, Viviana Caro, que hace unos días informó que
el Producto Interno Bruto (PIB) aumentó en
5,16%, en el primer trimestre del año.
En este marco se conoció que el Presupuesto General del Estado (PGE) 2012 prevé
que el Producto Interno Bruto (PIB) del país
crecerá en 5,52%, cifra por encima del 5,17%
alcanzado en 2011.
Según el Gobierno Nacional otro de los
factores para el crecimiento de la economía
es la inversión pública que, a junio de 2012
superó “en más de $us 1.000 millones” a la
registrada en similar período de la gestión
En esta línea, se inscriben las recaudaciones por regalías, Impuesto Directo a los
Hidrocarburos (IDH) y participaciones obtenidas por la producción y comercialización de
hidrocarburos, que alcanzó $us 1.289,1 millones en el primer semestre del presente año,
según los datos brindados por Yacimientos
Asimismo, economistas destacan la estabilidad de la economía boliviana frente a las
“perturbaciones” financieras registradas en
otros países por efecto de la crisis internacional, la tasa baja de inflación y la no repetición
de problemas de desabastecimientos de
combustibles y de productos básicos como
sucedió el año pasado.
Frente al marcado optimismo gubernamental, Daniel Sánchez, presidente de la
Confederación de Empresarios Privados de
Bolivia, manifiesta que es necesario mante-El Gobierno Nacional considera que el estado de la economía boliviana es óptimo y que el crecimiento del PIB se ajusta a los parámetros previstos anteriormente.importación de diésel y
gasolinas, males a resolver
Para el ex coordinador de Hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Mauricio Medinaceli, gracias al proyecto de exportación de gas natural al Brasil,
Bolivia tiene abundantes recursos monetarios, sin embargo, por la actual normativa legal el
país incrementó sus niveles de importación de hidrocarburos.
Respecto a las políticas gubernamentales de atracción de inversiones en el sector hidrocarburos, afirmó que no son suficientes y que se debe mejorar en “muchos aspectos”.
“El constante incremento en las importaciones de derivados de petróleo, hace que Bolivia
sea más vulnerable en materia energética. Se requiere abrir mercados para el gas natural, a
través de contratos sólidos y firmes”, sentenció.
En esta misma línea, Carlos Miranda sostiene que el Gobierno debe dejar de manejar
la industria petrolera con fines políticos y especialmente a YPFB, empresa que debería ser
respetada por su competencia y comportamiento profesional.ner la cautela respecto al desenvolvimiento
de la economía nacional, sobre todo si se
considera su alta dependencia de los precios
internacionales del gas y minerales y que la
economía mundial es cada vez más volátil,
por lo que el panorama podría ser menos
auspicioso en este segundo semestre, por la
tendencia de caída de los precios de las materias primas y la mayor desaceleración de las
economías de Brasil y Argentina.
“También nos preocupa la escalada de
conflictos sociales y varios hechos que han
generado incertidumbre, especialmente en
lo relacionado a la seguridad jurídica, el res-guardo de la propiedad privada y la capacidad para hacer cumplir los contratos acordados con el Estado. Estas son cuestiones que
objetivamente frenan y desalientan el crecimiento de la inversión privada”, apuntó.
En esta línea el ex superintendente de
Hidrocarburos, Carlos Miranda, sostiene que
en los últimos meses el Gobierno Nacional
propició las acciones más negativas posibles
para espantar la inversión como: el fracaso
del contrato del proyecto de Riesgo Compartido Mutún, la desaparición de la industria
textil boliviana, el rompimiento de contratos
de minas importantes como Colquiri y MallkuKhota, así como la ocupación de varias minas
privadas pequeñas. “A todo lo anterior se
debe sumar los actuales juicios sobre corrupción que está teniendo YPFB Corporación. En
síntesis la imagen de Bolivia para la inversión
no es nada atractiva”, enfatizó.
Otro aspecto que preocupa a los analistas se encuentra reflejado en el último informe sobre la situación económica del país
publicado por la Fundación Milenio en la que
hace notar que Bolivia se encuentra ubicado
en el puesto 123 de 142 países evaluados por
el reporte global de competitividad, reflejando las escasas condiciones de Bolivia para la
inversión local e internacional y el desarrollo
de las actividades productivas.
Según los empresarios entre las acciones
positivas se destaca una actitud de mayor
comprensión en las autoridades de gobierno
respecto de las condiciones que necesitan
las empresas petroleras para ampliar sus labores de exploración y explotación, paulatina expansión de las redes de gas domiciliario
y mayor acceso al gas vehicular.
Sin embargo, más allá de las señales “resta mucho por hacer” - coinciden en señalar
los analista consultados – porque el acceso a
energía barata y sostenible es un problema
no resuelto en Bolivia, dado que existen hogares cuya principal fuente de energía es la
leña. Muchas zonas rurales carecen de energía eléctrica, a pesar de las fuentes de energías renovables disponibles, se observa. ▲1 al 15 de Agosto | 2012“a pesar de las incertidumbres económicas que viven muchos países, la generación
de electricidad renovable crecerá más del 40% entre 2011 y 2017, hasta 6.400 TWhInforme sobre el Mercado de Energía Renovable de la Agencia Internacional de la Energía (AIE)“25INTER
NACIONALA partir del año 2017La Energía eólica representará el
16,7% del consumo eléctrico mundial
Foto: bp.blogspotPese a las incertidumbres económicas que viven diferentes países en relación a la energía sostenible, un informe de la Agencia
Internacional de la Energía (AIE) destaca el rol que cumplirá el viento como fuente renovable en la generación eléctrica.Prevén crecimiento de la energía eólica a nivel mundial.TEXTO: Edén García s.La Agencia Internacional de la Energía
(AIE) prevé que en 2017 la fuente eólica represente el 16,7% del consumo
de electricidad en el mundo, lo que la situará en segundo lugar entre las energías
renovables, después de la hidráulica.
En su informe sobre el Mercado de
Energía Renovable, la AIE afirma que, a
pesar de la incertidumbre económica que
viven diferentes países, la generación de
electricidad renovable crecerá más del 40%
entre 2011 y 2017, hasta 6.400 TWh (teravatios – hora).
En los próximos cinco años, la energía
eólica crecerá una media de 100 TWh, esdecir, un 15,6% al año.
Asimismo, la energía eólica onshore
(costa adentro) supondrá el 90% de este
crecimiento, al pasar de 230 GW (gigavatios) a más de 460 GW.
“La eólica terrestre se ha convertido en
una energía madura que es cada vez más
competitiva con tecnologías convencionales”, señala la AIE, al momento de asegurar
que la oferta de estos equipos y suministros
no va a generar “un cuello de botella”, debido a la actual disponibilidad de capacidad
manufacturera global combinada con la
madurez de la industria de fabricantes.
Se indica que China liderará el aumento de la potencia onshore, al añadir 104 GW
hasta 2017, según las estimaciones de la
En cuanto al crecimiento en EstadosUnidos será, a pesar de la incertidumbre, de
27 GW, mientras que el de India ascenderá
a 17 GW.
El informe reconoce las mayores dificultades a las que se enfrenta la energía
eólica offshore (fuera de las costas), pero
aún así prevé que pasará de 4 GW en 2011
a 26 GW en 2017, apoyada por generosos
incentivos de gobiernos comprometidos a
Por su parte, Bolivia todavía no cuenta
con un parque eólico, pero existen planes
como el proyecto piloto que lleva adelante
la Empresa Eléctrica Corani SA en la zona de
Qollpana, Cochabamba que, de acuerdo a
datos que la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), entrará en funcionamiento a
partir del 2013 con una potencia de 2,5 MW
(megavatios). ▲261 al 15 de Agosto | 2012ESTADÍSTICAScon el auspicio de:West Texas Intermediate (WTI) Crude Oil PriceHenry Hub Natural Gas Pricedollars per barreldollars per million btu
9Historical spot price
STEO price forecast
NYMEX futures price
95% NYMEX futures upper confidence interval
95% NYMEX futures lower confidence interval220
140Historical spot price
STEO forecast price
95% NYMEX futures lower confidence interval8
100480360240120
Jan 2011Jul 2011Jan 2012Jul 2012Jan 20130
Jan 2011Jul 2013Jul 2011Jan 2012Jul 2012Jan 2013Jul 2013Note: Confidence interval derived from options market information for the 5 trading days ending July 5, 2012.
Intervals not calculated for months with sparse trading in near-the-money options contracts.Note: Confidence interval derived from options market information for the 5 trading days ending July 5, 2012.
Intervals not calculated for months with sparse trading in near-the-money options contracts.Source: Short-Term Energy Outlook, July 2012Source: Short-Term Energy Outlook, July 2012MINERíACushing, OK WTI Spot Price FOB
(Dollars per Barrel)Europe Brent Spot Price FOB
(Dollars per Barrel)Jun 28, 2012	Jun 29, 2012	Jul 02, 2012	Jul 03, 2012	Jul 05, 2012	Jul 06, 2012	Jul 09, 2012	Jul 10, 2012	Jul 11, 2012	Jul 12, 2012	Jul 13, 2012	Jul 16, 2012	Jul 17, 2012	Jul 18, 2012	Jul 19, 2012	Jul 20, 2012	Jul 23, 2012	Jul 24, 2012	77,72	85,04	83,72	87,74	87,11	84,37	85,93	83,92	85,88	86,02	87,15	88,41	89,07	89,88	92,78	91,56	87,77	88,28	91,02
103,57Fuente: Ministerio de Minería y MetalurgiaELECTRICIDAD
con el auspicio de:COTIZACIONES OFICIALES DE LOS PRINCIPALES MINERALES
(EN DOLARES AMERICANOS)
AÑOS	ZINC	L.F. ESTAÑO	L.F. 95	96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 0,47	0,46 0,60 0,47 0,49 0,52 0,41 0,35 0,37 0,47 0,61 1,44 1,51 1,02 2,81 2,80 2,57 2,52 2,44 2,47 2,06 1,83 2,18 3,81 3,37 3,89 6,49 9,13 ORO	O.T. 383,91 388,84 334,51 294,16 279,19 279,88 270,88 307,47 360,85 408,18 442,26 599,55 688,98 906,65 PLATA O.T. 5,19 5,21 4,86 5,60 5,21 4,98 4,38 4,59 4,83 6,61 7,24 11,39 13,32 17,25 ANTIMONIO U.L.F. 28,88 23,63 18,15	13,88 8,50 8,42 8,12 (*) 1875,00	(*) 2369,81 (*) 2761,55 (*) 3361,72 (*) 5034,97 (*) 5490,45 (*) 5967,21 PLOMO	L.F. WOLFRAM	U.L.F. 0,29 0,35 0,29 0,24 0,23 0,21 0,22 0,21 0,23 0,40 0,44 0,57 1,15 1,15 58,50 47,88 42,88 39,00 34,42 39,50 62,19 31,54 39,96 51,79 106,25 150,33 160,00 160,00 COBRE	L.F. BISMUTO	L.F. 1,34 1,05 1,04 0,76 0,71 0,82 0,72 0,71 0,79 1,28 1,64 3,01 3,23 3,65 3,54 3,41 3,24 3,35 3,54 3,57 3,52 2,93 2,80 3,28 3,81 4,81 13,57 12,98 CADMIO	MANGANESO
L.F. U.L.F.
1,61	1,14 0,51 0,26 0,19 0,18 0,23 0,31 0,57 0,52 1,32 1,49 3,42 3,22 1,95
9,8108 : prom. (ene - jul) - (*) Antimonio en T.M.F. Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LMEDía Ago(2011) 1	988.0 2	1,009.9 3	1,019.3 4	1,024.7 5	1,001.5 6	886.7 7	911.6 8	1,024.8 9	1,049.3 10 1,031.8 11 1,032.3 12 1,022.5 13 1,011.7 14 943.6 15 1,068.1 16 1,041.8 17 1,090.3 18 1,102.0 19 1,035.6 20 935.3 21 910.8 22 1,015.9 23 1,038.3 24 1,046.3 25 1,057.6 26 1,060.0 27 1,019.2 28 978.9 29 1,082.4 30 1,073.5 31 1,059.5 Max. 1,102.0 Sep 1,059.5 1,073.2 1,011.0 987.6 1,068.2 1,081.7 1,101.2 1,048.4 1,034.4 988.0 944.4 1,066.4 1,076.9 1,088.8 1,104.5 1,103.3 1,025.9 929.7 1,062.8 1,061.8 1,088.0 1,093.6 1,080.8 970.8 952.2 1,084.1 1,093.5 1,035.2 1,052.2 1,098.4 1,104.5 GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (ago 2011-jul 2012)Oct 1,003.1 949.3 1,090.0 1,103.1 1,088.0 1,096.7 1,062.4 969.3 939.4 1,071.2 1,044.0 1,060.9 1,060.5 1,029.6 929.7 920.7 1,053.4 1,083.5 1,093.3 1,079.9 1,094.6 1,025.1 984.3 1,103.6 1,085.8 1,082.2 1,102.4 1,072.7 1,052.4 911.0 1,034.2 1,103.6 Nov 1,010.2 920.3 1,083.6 1,093.3 1,024.7 961.5 1,100.7 1,089.7 1,106.4 1,118.1 1,072.0 1,039.6 1,002.4 1,067.2 1,075.1 1,068.7 1,073.8 1,098.4 1,016.2 979.4 1,082.6 1,082.3 1,098.8 1,110.1 1,105.8 1,028.9 993.8 1,068.8 1,078.5 1,084.6 1,118.1 Dic 1,079.6 1,100.5 1,037.3 977.5 1,094.6 1,117.8 1,114.3 1,070.0 1,076.5 1,034.2 981.8 1,105.6 1,064.6 1,037.0 1,098.8 1,090.1 1,003.7 963.9 1,089.7 1,117.2 1,094.6 1,079.7 1,070.6 980.5 848.0 953.7 1,088.8 1,102.4 1,085.1 1,021.0 1,007.2 1,117.8 Ene	832.8 914.6 1,060.6 1,093.4 1,093.3 1,060.8 965.2 954.4 1,067.6 1,039.5 1,025.1 1,011.2 1,031.6 994.8 950.2 1,071.9 1,098.1 1,055.0 1,100.0 1,080.5 1,005.1 905.7 960.4 1,054.4 1,006.4 1,052.5 1,063.8 1,009.9 940.7 1,055.8 1,084.5 1,100.0 Feb 1,045.2 1,046.2 1,069.1 979.0 949.3 1,082.8 1,103.5 1,113.5 1,039.7 992.6 973.4 928.1 1,004.1 1,091.9 1,062.8 1,062.4 1,013.8 877.6 858.2 885.7 847.7 978.7 1,033.0 1,051.5 977.0 936.8 1,036.5 1,056.3 1,063.6 1,113.5 Mar 1,042.6 1,058.0 1,022.0 946.5 1,087.7 1,086.6 1,078.6 1,073.8 1,085.7 1,026.1 956.4 1,069.7 1,034.2 1,058.1 1,079.2 1,086.8 1,026.4 978.6 1,057.5 1,114.2 1,107.0 1,119.7 1,048.2 1,012.9 972.3 1,090.1 1,038.0 1,057.9 1,064.0 1,088.9 1,022.9 1,119.7 Abr 968.5 1,093.6 1,107.3 1,102.9 1,049.5 916.5 971.1 931.7 1,085.7 1,075.6 1,112.3 1,112.3 1,094.6 1,038.6 893.5 1,082.4 1,115.2 1,118.2 1,117.4 1,112.0 992.0 957.9 1,073.9 1,102.5 1,049.9 1,043.6 1,030.1 967.5 847.1 985.2 1,118.2 May 871.9 1,011.6 1,040.9 1,096.4 1,008.3 944.1 1,058.7 1,072.3 1,077.3 1,081.8 1,099.2 957.8 908.5 1,016.1 1,039.7 1,056.6 1,076.7 1,045.6 978.2 934.9 1,048.5 1,070.6 1,068.2 1,054.5 1,043.1 977.3 907.2 1,063.5 1,095.7 1,089.6 1,058.5 1,099.2 Jun Jul(al 25)
1,023.8 921.0
971.8 1,059.6
920.6 1,041.6
993.5 1,062.9
1,016.1 1,024.0
1,004.5 1,032.5
905.3 959.9
981.0 895.1
927.8 1,024.6
872.8 1,055.5
991.4 1,038.1
1,029.5 1,042.7
1,040.3 1,040.4
1,056.3 954.5
1,082.5 887.8
991.9 990.3
935.9 1,043.1
1,045.0 1,056.0
1,044.4 1,060.8
1,028.4 1,063.1
962.0 998.1
1,029.0 947.1
962.6 1,067.8
908.7 1,105.7
1,036.5 1,014.4
1,063.3 1,068.3 1,080.8 1,075.4 986.1 1,082.5 1,105.7Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (ago 2011-jul 2012)0,91
0,791719
1499$us./L.F.
2345699,65
7,4510 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31ZINC3,76
3,16$us./L.F.0,95
0,73PLOMO23456910 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31ORO$us./O.T.$us./O.T.$us./L.F.$us./L.F.PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (JULIO 2012)23456910 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 3130,50
24,50ESTAÑO23456910 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31COBRE	Ago (2011)	CRE - Santa Cruz 386.7 ELECTROPAZ - La Paz 272.4 ELFEC - Cochabamba 169.8 ELFEC - Chimoré 10.2 ELFEO - Oruro 51.8 ELFEO - Catavi 18.4 CESSA - Sucre 38.4 SEPSA - Potosí 39.3 SEPSA - Punutuma 7.4 SEPSA - Atocha 11.3 SEPSA - Don Diego 5.7 ENDE - Varios (2) 15.4 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 52.2 Otros - C. No Regulados 15.2 Varios (1) 2.1 TOTAL COINCIDENTAL 1,050.1 Sep	404.8 266.0 171.2 9.9 51.2 18.4 38.5 38.3 7.3 10.9 5.9 15.3 51.3 15.2 2.2 1,052.0 Oct	401.0 266.1 172.4 9.7 50.1 17.1 38.8 38.9 6.9 10.7 5.9 15.6 50.9 15.0 2.2 1,052.5 Nov	415.2 264.1 170.1 9.9 48.6 16.5 38.1 38.2 6.7 10.6 5.7 16.1 51.9 15.2 2.0 1,065.5 Dic	422.4 260.0 170.6 9.5 49.9 17.1 40.2 39.4 6.7 10.4 5.7 16.0 52.7 15.1 2.0 1,067.4 Ene	413.8 255.3 164.1 9.2 49.2 16.0 37.6 39.5 6.3 10.1 5.5 15.3 54.0 15.1 2.0 1,045.2 Feb	399.7 261.0 166.9 9.5 50.5 17.6 39.0 39.7 6.4 10.6 5.8 16.0 53.9 14.8 2.1 1,059.2 Mar	408.0 265.5 165.0 9.5 51.9 19.2 39.1 41.1 6.6 11.0 6.3 16.0 52.2 14.8 2.2 1,065.7 Abr	405.4 267.5 169.2 9.4 53.5 16.8 39.0 40.7 7.1 11.2 6.1 15.7 49.3 12.9 2.4 1,062.6 May	376.9 270.9 170.8 9.2 52.8 18.3 38.4 41.1 7.4 11.8 6.2 15.7 49.1 14.8 2.4 1,045.9 Jun 368.9 274.0 171.4 9.1 49.7 18.8 37.9 41.6 8.0 12.1 6.2 14.7 48.4 15.0 2.5 1,027.9 Jul(al 25)
1,052.1(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad
Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI - (ago 2011-jul 2012)234569 10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31PLATA23456910 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31	Ago (2011)	CRE - Santa Cruz 185.6 ELECTROPAZ - La Paz 129.6 ELFEC - Cochabamba 83.6 ELFEC - Chimoré 4.1 ELFEO - Oruro 23.5 ELFEO - Catavi 9.3 CESSA - Sucre 18.2 SEPSA - Potosí 21.4 SEPSA - Punutuma 3.2 SEPSA - Atocha 5.8 SEPSA - Don Diego 2.6 ENDE - Varios (2) 5.9 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 34.5 Otros - C. No Regulados 9.1 Varios (1) 0.7 TOTAL 537.1 Sep	197.4 124.4 82.7 3.8 23.4 9.4 18.2 21.4 3.3 5.8 2.6 6.7 31.5 8.7 0.6 540.1 25 y 26 de julio | montevideo - uruguay3 al 5 de septiembre | buenos aires - ArgentinaOrganizado por la OLADE, se realizará bajo el lema “Retos y
Perspectivas del desarrollo de Hidrocarburos No Convencionales”
Contacto: http://www.olade.org/II-seminario-petroleo-y-gasOrganizado por Informa Group, reúne a todo el sector bajo la consigna central “La capacidad de los Países Latinoamericanos para el
Desarrollo de Horizontes No Convencionales y el Potencial de estos
Recursos para la búsqueda del Autoabastecimiento Energético”.Teléfono: (593-2) 2531672 / 2293529, lennys.rivera@olade.orgContacto: www.informagroup.com.brSIMPOSIO LATINOAMERICANO DE GAS Y
PETRÓLEO NO CONVENCIONAL 2012Teléfono: +55 11 3017 6883 - igorsiliano@ibcbrasil.com.br22 Y 23 DE AGOSTO | santa cruz - bolivia5to CONGRESO BOLIVIA GAS Y ENERGÍA
Organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía
bajo el lema DESARROLLO Y ENERGÍAS: “Tendencias técnicocomerciales de fuentes energéticas sostenibles”.Nov	215.7 122.3 83.3 4.0 23.1 8.1 18.9 20.9 3.0 5.4 2.5 7.8 33.3 8.3 0.6 557.2 Dic	219.3 126.5 84.1 4.2 24.7 8.2 18.7 22.3 3.0 5.5 2.5 7.9 34.5 9.3 0.6 571.5 Ene	210.5 122.0 80.4 4.0 25.6 6.7 18.8 22.2 3.0 5.4 2.3 7.5 36.3 9.4 0.6 554.8 Feb	187.8 116.2 75.9 3.7 23.6 6.4 17.2 20.2 2.6 4.8 2.2 6.7 26.6 8.5 0.6 503.0 Mar	211.1 127.7 83.1 4.0 26.3 8.1 19.8 23.1 3.3 5.8 2.6 7.6 32.1 9.1 0.7 564.3 Abr	198.0 122.4 80.0 3.9 25.4 7.4 18.2 21.9 3.3 5.6 2.5 7.3 30.8 7.2 0.7 534.5 May	187.6 129.6 83.7 3.9 25.1 9.4 19.1 23.3 3.3 6.0 2.4 6.9 32.3 8.2 0.8 541.6 (1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad
II SEMINARIO LATINOAMERICANO Y DEL
CARIBE DE PETRÓLEO Y GASOct	208.7 127.4 86.3 4.1 24.5 8.7 19.0 20.3 3.1 5.8 2.7 7.5 30.0 9.1 0.6 557.7 DEL 21 al 23 de noviembre | tarija - BOLIVIAIV FIGAS - FORO INTERNACIONAL DEL GASContacto: www.2012.boliviagasenergia.comEl gas natural en la estructura de desarrollo. Resultados en la industria y buenas prácticas. Nuevas tecnologías aplicadas a toda
la cadena de los hidrocarburos. Tarija los espera este 2012.Teléfono: (591-3) - 3538799Contacto: www.figas.org - www.facebook.com/figascbhe@cbhe.org.boTeléfono: 591 (3) 3565859Jun 171.7 126.7 82.1 3.7 23.1 9.4 15.8 23.0 3.3 6.0 2.3 6.5 24.9 7.6 0.8 506.9 Jul(al 25)
414.1Fuente: CNDC240FechaFuente: www.eia.govHIDROCARBUROSAll pages:14678101112131415161819202223242526InfoSaveLikeShareDownloadMoreEDICIÓN 83 Published on Aug 1, 2012 APRUEBAN SEGUNDO CRÉDITO DEL BCB A YPFB POR BS 9.100 MMbzgroupFollowAdvertisementRead moreRead moreSimilar toPopular nowJust for youGo explore

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 resolución 
 Resolución 
 artículo 17
 artículo 2
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