reporte energía edición n° 54
DESCRIPTION
YPFB proyecta que la mitad de la matriz energética se "mueva" a gas. REPSOL Bolivia invertirá $us 270 mm el 2011 en áreas operadas y no operadas. YPFB Andina, YPFB Chaco y REPSOL Transparentan información de PTP'S. AE paraliza proyecto de generación eléctrica con biomasa, según CRE.TRANSCRIPT
Las tres compañías petroleras que operan en el país dieron a conocer el tipo y número de pozos que perforarán, facilidades de de-
sarrollo y la inversión que ejecu-tarán en cada área de trabajo.
El nuevo presidente de CRE, Luiggi Guanella, reveló que el proyecto de generación eléctri-ca Yane 1 está parado porque la AE no define
si el bagazo de caña es un recurso natural o artificial.
La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB ejecuta un plan para alcanzar una cobertura del 79% de gas natural por redes en el área urbana del país. La Cámara Nacional de Industrias, Cainco y ana-listas sostienen que para lograr la meta es necesario invertir también en producción y transporte de gas.
COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | ABRIL 2011
petróleo & gas
electricidad
YPFB ProYecta que la mitad de la matriz energética se ‘mueva’ a gas
YPFB andina, YPFB cHaco Y rePsol transParentan inFormaciÓn de PtP’s
ae Paraliza ProYecto de generaciÓn eléctrica con Biomasa, segÚn cre
hasta el 2015 p. 10-12
Imag
en: R
epor
te E
nerg
ía
DESTACADO
Foto
: Arc
hivo
Rep
orte
Ene
rgía
p. 4
p. 14 -15
p. 17 Se contempla beneficiar a 500.000 nuevos usuarios con insta-laciones internas de gas, para el sector doméstico, comercial e industrial. Se pretende cubrir 114 localidades, con 6.779 kiló-
metros de redes secundarias tendidas, 429.629 metros de redes pri-
marias y 114 city gates. Hasta el 2015 se tiene programado invertir 748 millones de dólares. A estos proyectos se suman los de conver-sión a GNV y de GNL con los que se pretende subir la participación del GN en la matriz energética nacional de 24% a 48%.
Precio en BoliviaBs. 10
Nro. 54Del 1 al 15 de Abril de 2011
Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
www.reporteenergia.com ISSN 2070-9218
petróleo & gas
rePsol Bolivia invertirÁ $us 270 mm el 2011 en Áreas oPeradas Y no oPeradas
Jorge Ciacciarelli, a tiempo de evaluar la gestión 2010, dijo que para Repsol fue ‘un buen año’. Manifestó su
expectativa de que en la nueva Ley del Sec-tor se incluya incentivos a la exploración.
Foto
: Rep
sol B
oliv
ia
31 al 15 de Abril | 2011
¿energía nuclear en entredicHo?
lo Último editorial director : MIGUEL ZABALA [email protected]
EL GAA-3B ENTRARÁ EN OPERACIÓN EN JULIO
BG EN PRIMER LUGAR EN TRANSPARENCIA INTERNACIONAL
PETROBRAS SE hACE CARGO DE LA TERMOELÉCTRICA DE CUIABÁ
Después del grave accidente de Cher-nobyl (1986) y sus efectos devastadores, la energía nuclear había recuperado la confianza del mundo y particularmen-te de los países con mayor demanda de energía, tal el caso de Japón, Eurasia y la Comunidad Europea.
Pero el terremoto y tsunami ocurrido en Japón a mediados de marzo de este año, que afectaron gravemente a la cen-tral nuclear de Fukushima, oprada por la empresa Tepco, pusieron en entredicho su confiabilidad y el futuro de la industria nuclear para fines pacíficos.
En un escenario mundial con un fuer-te incremento de la demanda, no solo en países ricos, si no cada vez más en países pobres y en desarrollo, la energía nuclear apareció como una alternativa “limpia y confiable”, por lo que sus adeherentes sumaron, frente a la oposición verde que contradice sus beneficios, por el “alto ries-go ambiental”, que implica su desarrollo.
Si tenemos en cuenta que el consumo de energía en el mundo se incrementará en por lo menos un 57% hasta el 2030, de acuerdo al informe International Energy Outlook 2007 (AIE-Agencia de Informa-
ción de Energía de EE.UU.),a pesar de los incrementos en los precios del petróleo y gas natural, se deben prever fuentes de energía confiables y “limpias” a largo pla-zo, para cubrir la demanda.
Es ahí donde la energía nuclear apa-rece como la respuesta a la básica ecua-ción planteada por los mercados de ma-yor demanda, ya que cuenta con dos de los atributos requeridos para su consumo en el mercado: costo competitivo frente a las energías fósiles y se ajusta al Proto-colo de Kyoto, por su bajísimo impacto ambiental.
Al mismo tiempo, las instalaciones nucleares en actual actividad, han visto mejoradas sus capacidades y su vida útil, convirtiéndolas en activos atractivos para suplir las demandas.
Antes del accidente de Fukushima, en el informe de la AIE, se prevé que la ge-neración eléctrica a partir de generación nuclear, se incremente a una tasa media de 1,3% anual hasta 2030, pasándose, por lo tanto, de 2.169 billones de Kwh a 3.619 billones. Un incremento que impactaría positivamente en las economías naciona-les y reduciría la dependencia de fuentes
“tradicionales”.Sin embargo, desde 2005, algunas
previsiones menos optimistas, estimaban una reducción de la generación de ener-gía nuclear debido al desmantelamiento de plantas definidas como obsoletas, (Fukushima tiene reactores construidos en los años setentas), pero aún no se pue-de estimar el impacto del accidente japo-nés en el futuro de las plantas existentes. Por ahora, sólo en los mercados emer-gentes se espera un crecimiento del con-sumo de electricidad de fuente nuclear, de un 4,9%, hasta el 2025, lo que reque-rirá la instalaciónde nuevas instalaciones nucleares, tal como se proyecta en Asia, especialmente en China, India y Corea del Sur, dónde se estima un crecimiento de la oferta de hasta un 96%, lo que deja muchas preguntas en el aire. ¿A pesar de Fukushima, la industria energética nu-clear seguirá creciendo? El Organismo In-ternacional de Energía Atómica (OIEA) de la ONU ha mostrado su preocupación al respecto y ya se anuncian reuniones del organismo de seguridad nuclear.
Habrá que esperar el desenlace de Fukushima y su impacto en el futuro. ▲
p. 6 p. 9 p. 7
p. 18 p. 8
Ibmetro prestará servicios de certificación de mezcla de GN Lanzan primer congreso de gas y petróleo organizado por YPFB
La empresa Sicfu representará los productos de la marca Securiton Afirman que Emtagas no será desconcentrada a pesar de la Ley 007
GTB garantiza conclusión de nuevo Cruce Dirigido Río Grande
Foto
: Edu
ardo
Zab
ala/
Rep
orte
Ene
rgía
Foto
: Em
taga
s
Foto
: Ibm
etro
La ejecución de la Ampliación del Gasoduc-to al Altiplano (GAA) en su fase 3B será concluido en julio de 2011, lo que permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas natural, según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
En el tramo Parotani-Senkata se incrementa-rá la capacidad del ducto de 33.4 MMpcd a 43.9 MMpcd de gas, mientras que en el tramo Hua-yñacota-Senkata se alcanzará los 52.6 MMpcd.
Oruro, La Paz y El Alto serán beneficiados con el aumento de volúmenes de gas. La ejecu-ción del GAA-3B demandará $US 28.4 MM.
British Gas (BG) Group fue la empresa que ocupó el primer lugar en dos categorías del ranking 2011 sobre Empresas de Petróleo y Gas, publicado por Transparencia Internacio-nal (TI), en colaboración con Revenue Watch.
De acuerdo al informe, BG obtuvo el 93%, en el reporte de programas de lucha contra la corrupción y además divulga el 100% de su información.
El estudio de TI analizó 44 empresas del sector hidrocarburífero, de las que 20 son in-ternacionales y 24 estatales.
Se prevé que los envíos de gas boliviano a Cuiabá, la capital del Estado de Mato Grosso en Brasil, se concretarán en poco tiempo después que Petrobras firmó un acuerdo para hacerse cargo de la termoeléctrica hasta 2012.
En su edición digital, la revista Exame de Brasil informó que la Termoeléctrica Goberna-dor Mário Covas, paralizada desde agosto de 2007 por falta de gas natural, volverá a funcionar según el convenio entre Petrobras y la Empresa Productora de Energía (EPE) de Mato Grosso. La petrolera estatal brasileña suministrará 2,2 MMmcd del cupo de gas que recibe de Bolivia.
Reporte Energía es una publicación quincenal de BZ Group www.bz-group.comDistribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008ISSN 2070-9218
Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. BZ Group y Reporte Energía no asumen responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí.La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está prohibida sin previa autorización escrita.
Redacción
Franco García Jefe de RedacciónPaola Méndez / Lizzett Vargas / Doria Añez PeriodistasNoel Castillo/ Irina Armasu/ David Durán Diseño
Administración
Branko Zabala Gerente GeneralEma Peris Gerente Administrativa Lauren Montenegro Gerente ComercialAna Paola hórnez Ejecutiva Comercial Abigail Vacaflores Distribución
Contactos:[email protected]@reporteenergia.comTel. (591-3) 3415941www.reporteenergia.com
Encuéntranos en:Facebook.com/reporteenergia
Síguenos en:Twitter@ReporteEnergia
MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA
DE LANACIONAL
ASOCIACIÓN
PRENSA
Miguel Zabala Bishop Director
Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP - [email protected]
Foto
: Edu
ardo
Zab
ala/
Rep
orte
Ene
rgía
Foto
: Edu
ardo
Zab
ala/
Rep
orte
Ene
rgía
4 1 al 15 de Abril | 2011
El Año 2010 loGRAmos vARios hiTos ConTRACTuAlEs PARA PonER En mARChA ElPRoyECTo mARGARiTA, luEGo DE FiRmAR los ACuERDos DE EnTREGA Con yACimiEnTos“ “Jorge Ciacciarelli, director de la Unidad de Negocios Bolivia de Repsol
Foto
: Rep
sol B
oliv
ia
PETRÓLEO& GAS
¿Cuál es la evaluación que hace del sec-tor hidrocarburos en Bolivia?
Hoy está en un buen momento. Hay mercados comprometidos para los próximos años y vemos una reactivación de la activi-dad exploratoria, lo cual permitirá aumentar la oferta de hidrocarburos. Estamos conven-cidos de que hay muy buenas perspectivas y eso se refleja en nuestra decisión de invertir en Caipipendi.
¿Cómo le fue a Repsol Bolivia en el 2010?
Fue un buen año, porque logramos va-rios hitos contractuales para poner en mar-cha el proyecto Margarita, luego de firmar los acuerdos de entrega con Yacimientos que nos comprometen en plazos y volúmenes para la provisión al mercado interno y de ex-portación.
El año pasado nuestra inversión alcanzó a 116 millones de dólares; esto considera nues-tra participación a través de nuestras áreas operadas y no operadas. Hubo un incremen-to importante con relación a 2009, cuando las inversiones fueron de 47 millones.
¿Cuáles son los volúmenes de produc-ción de gas e hidrocarburos líquidos con los que aportó Repsol el 2010 en los campos en los que participa como socio u operador?
En 2010, la producción –tanto en áreas operadas como no operadas- alcanzó a 4,5 millones de barriles de petróleo; 3.102 millo-nes de metros cúbicos de gas y 3,7 millones de toneladas de GLP. Con relación a 2009, tu-vimos pequeñas variaciones en cada uno de los productos.
¿Cuáles son las perspectivas que se tienen actualmente en Huacaya y Marga-rita en cuanto a cumplimiento de plazos y volúmenes?
Junto a YPFB y nuestros socios en el Con-sorcio Caipipendi, hemos definido un plan de desarrollo para aumentar los volúmenes de producción desde los actuales 2,3 millones de metros cúbicos diarios hasta 14 millones en 2014.
¿Qué otros retos ve como empresa este 2011 dada la coyuntura actual?
Nuestro principal reto es cumplir en tiempo y volúmenes con nuestro compro-miso de incremento de producción, pues de
El ejecutivo calificó al 2010 como “un buen año” para su compañía en Bolivia, puesto que se puso en marcha el proyecto Margarita y se invirtió 116 millones de dólares. Para este año se destinará $us 270 MM para áreas operadas y no operadas.
JoRGE CiACCiARElli, DiRECToR DE lA uniDAD DE nEGoCios BoliviA DE REPsol
“tenemos exPectativa de que la nueva leY incluYa incentivos a la exPloraciÓn”
teXto: PAOLA MéNdEZ L.
Ciacciarelli prioriza en Bolivia el desarrollo de Margarita-Huacaya y la relación que tienen con comunidades aledañas. Concentra su esfuerzo y el de la compañía en este gran proyecto.
esa manera vamos a aportar a que YPFB y el Estado boliviano cumplan los compromisos asumidos.
Otra de nuestras prioridades es la rela-ción con las comunidades vecinas a nuestras operaciones.
¿Qué pasó con los campos de Repsol ubicados al norte?
La compañía ha definido como su prio-ridad en Bolivia el desarrollo de Margarita-Huacaya y allí están enfocando sus esfuerzos. Por lo tanto, como operadora hemos decidi-do concentrarnos en este gran proyecto y en la operación misma del campo, que es muy demandante en cuanto a exigencias de cro-nograma y seguimiento y control. Este es un proceso que aún está en desarrollo.
¿Cuáles son sus expectativas en el pro-
yecto Sararenda, como parte de YPFB An-dina?
Nuestras expectativas son muchas, to-mando en cuenta que las posibilidades de éxito están por encima del 30%, lo que es mucho más del promedio en la zona del Subandino, pero no hay que perder de vista que también existe un 70% de proba-bilidades de fracaso. Si al final de la perfo-ración del Sararenda X-1 alcanzamos el ob-jetivo y resulta productivo, entonces será el momento de diseñar un plan de desarrollo para el campo.
¿Está interesada Repsol Bolivia en ha-cer exploración en otras áreas del país?
La compañía ha conversado con Yaci-mientos para realizar estudios exploratorios en algunas áreas que son de nuestro interés, pero aún no tenemos ninguna definición al respecto. Por ello, es mejor no adelantar in-formación.
¿Qué debe cambiarse en las normas bolivianas o qué incentivos se requiere para que Repsol invierta más en explora-ción hidrocarburífera?
Tenemos la expectativa de que la nueva Ley de Hidrocarburos incluya incentivos a la exploración, habida cuenta de los riesgos que se corren en esta actividad y de la necesi-dad de aumentar las reservas del país.
Jorge Augusto Ciacciarelli, es ingeniero químico. Nació en La Plata, provincia de Buenos Aires, Argentina.Hoy es director de la Unidad de Negocios Bolivia de Repsol, puesto que ocupa desde octubre de 2010. Hasta septiembre pasado se desempeñó como director del Proyecto Margarita. Estuvo a cargo de la puesta en marcha de la planta de regasificación de Canaport, en Canadá. Inició su carrera en YPF donde des-empeñó diferentes cargos hasta ocupar la dirección de la Refinería Luján de Cuyo, en Mendoza, y de la Refinería de La Plata.
hoJA DE viDA
“LA COMPAñíA CONVERSÓ CON yPFB PARA REALIZAR ES-TUDIOS ExPLORATORIOS EN ALGUNAS ÁREAS qUE SON DE NUESTRO INTERÉS, PERO AúN NO TENEMOS NINGU-NA DEFINICIÓN AL RESPEC-TO. POR ELLO ES MEJOR NO ADELANTAR INFORMACIÓN “
¿Cuál es el monto de inversión que tie-nen comprometido ejecutar este año y en qué áreas?
La inversión programada para este año es de 270 millones de dólares. Esta suma comprende las áreas operadas y no opera-das. En las áreas operadas, la inversión se des-tinará al desarrollo del Área de Contrato Cai-pipendi durante la Fase 1, que considera una inversión total de 600 millones de dólares y que se extenderá hasta el 2012. En la Fase 2, la inversión alcanzará a 800 millones de dóla-res y esa será la inversión que haremos hasta principios de 2014. ▲
51 al 15 de Abril | 2011
6 1 al 15 de Abril | 2011
Un total de 15 países, a través de diferen-tes industrias, se movilizan para trabajar en la provisión de equipos para la construcción de la nueva planta en Margarita operada por la empresa petrolera Repsol, según el bole-tín mensual No 2 publicado por Repsol.
“Tenemos suministros que se están fa-bricando en más de 15 países, desde reci-pientes en Bolivia hasta máquinas en Japón, Brasil o Estados Unidos, o tubería en la India o China”, señala la publicación.
Asimismo, la compañía hace referencia a los más de 80 profesionales de 10 naciona-lidades diferentes que conjugan su conoci-miento y esfuerzo para cumplir con las me-tas del proyecto en el tiempo programado. Alrededor de 50 profesionales bolivianos trabajan en la obra.
El desarrollo del campo Margarita-Hua-caya alcanzó un avance de 30,1 por ciento al 28 de febrero de 2011, de acuerdo a los últimos reportes de la compañía.
A su vez de acuerdo a José María Ruiz, gerente de Ingeniería y Construcción del proyecto Margarita, el reto ahora es comen-zar la producción de la fase I antes de finali-zar el mes de marzo del próximo año.
“Muchos son los hitos que ya hemos conseguido hasta ahora y no pensamos pa-rar. La fase II del desarrollo también es una realidad, habiéndose iniciado el FEED con un equipo de trabajo dedicado”, explica el ejecutivo.
Por otro lado, en 2010 la compañía inició las acciones para incorporar el Sis-tema de Gestión de Empresa Saludable (Siges) en el marco de la Norma Boliviana NB:512001:2008. Este proceso fue avalado por el Ibnorca que recientemente entregó la respectiva certificación. (PML)
Foto
: Bol
etín
men
sual
No
2/ R
epso
l
Foto
: Ibm
etro
PETRÓLEO & GAS
15 Países aPortan equiPos Para margarita-HuacaYa
iBmetro PrestarÁ servicios decertiFicaciÓn de mezcla de gn
José María Ruiz, gerente del proyecto Margarita.
Luego de haber demostrado su ca-pacidad de medición en Brasil, el Insti-tuto Boliviano de Metrología (Ibmetro) prestará los servicios de certificación de mezclas patrones de Gas Natural (GN) a partir del segundo semestre de 2011, según esta entidad.
Para Ibmetro, uno de los mayores beneficios de esta certificación es po-der contar con laboratorios que de-muestren competencia técnica en me-dición de composición y volumen, lo que aumentará la confiabilidad de las mediciones.
“Con el servicio de certificación de mezclas patrón de GN las mediciones en composición de GN estarían vincu-ladas a una sola referencia la cual a su vez está vinculada a patrones de refe-rencia internacionales trazables al siste-ma internacional de unidades”, señala Ibmetro.
Asimismo, de acuerdo al instituto de metrología, con este servicio la in-dustria puede contar con el beneficio
de certificar y re-certificar mezclas en el país evitando solicitar el mismo a em-presas extranjeras con un alto costo.
En su calidad de máxima autoridad técnica en metrología, Ibmetro puede homologar certificados de calibración de Institutos Nacionales de Metrología o de Laboratorios designados por es-tos Institutos que hayan demostrado competencia técnica y tengan recono-cimiento internacional de acuerdo con los principios que rigen en el campo de la metrología.
Actualmente el Instituto Boliviano de Metrología presta los servicios en temperatura, presión, volumen líquido, flujo líquido, masa, dimensional y fuer-za. (PML y LVO).
Ibmetro cuenta con equipos necesarios en su laboratorio.
71 al 15 de Abril | 2011
Foto
s: Ed
uard
o Za
bala
/Rep
orte
Ene
rgía
PETRÓLEO & GAS
La operadora dijo que la obra tiene un retraso de cuatro meses y que en la primera y segunda fase no tuvieron inconve-nientes, pero que la tercera no se concluyó por razones ajenas a GTB. Tatco dice que la crecida del Río Grande les afectó.
GTB y su ConTRATisTA TATCo AlisTAn FAsE FinAl DE GAsoDuCTo AlTERno
suBida de las aguas demora agenda de ejecuciÓn de cruce dirigido río grande
Gas TransBoliviano (GTB), propietaria y operadora del gasoducto Bolivia–Brasil, que ejecuta el proyecto Nue-
vo Cruce Dirigido Río Grande, admitió una demora de cuatro meses en la construcción de la obra de 2.700 metros, empero garanti-zó su conclusión.
De acuerdo a la versión de la compañía, en la primera fase se realizó la intervención del ducto sin interrupción ni restricción a la exportación de gas a Brasil, al igual que en la segunda fase del proyecto que finalizó exitosamente dentro del cronograma esta-blecido.
Sin embargo, la conclusión de la terce-ra fase que estaba prevista para finales del 2010, no se concretó por razones operativas ajenas a GTB, dice la compañía a través de un comunicado. “A la fecha tenemos una demora de cuatro meses”, señala la opera-dora del gasoducto.
Por otro lado, la compañía destaca el uso, en esta tercera fase, de maquinarias con tecnología de última generación que garantizarán la ejecución de este cruce diri-gido por debajo del lecho del Río Grande.
“Este es un proyecto muy importante que representa un reto tecnológico para
teXto: PAOLA MéNdEZ L.
En el sobrevuelo se observó que el desborde de Río Grande cubrió el ducto. Un equipo de técnicos se moviliza en la zona para evitar el ingreso de más agua al lugar.
el sector hidrocarburífero en Bolivia y el mundo, constituyéndose por el diámetro y la longitud de perforación, en un récord mundial”, explica la compañía.
Consultado al respecto, José Fabián Campos, gerente de Proyectos Civil y Mecá-nicos de Tatco Bolivia, dijo que la obra debía ser concluida en noviembre del 2010, pero que a la fecha se tiene un avance de aproxi-madamente 90 por ciento.
Asimismo, Campos aseguró que el in-cumplimiento en la fecha de conclusión de la obra se debe a retrasos operacionales y al desborde de Río Grande, que les impidió continuar con sus labores desde febrero pasado cuando se empezó a registrar enor-mes volúmenes de agua y sedimento.
Sin embargo, el ejecutivo dijo que pese a ello Tatco Bolivia se compromete a con-tinuar con todos los esfuerzos necesarios
para concluir la obra en el menor tiempo posible una vez se resuelva este problema.
Tatco invitó a varios medios de comu-nicación a participar de un sobrevuelo para verificar los daños en la zona de Río Grande. Reporte Energía pudo constatar problemas por la crecida del río. La obra, que deman-dará una inversión de 30 millones de dóla-res evitará interrupciones en la exportación de gas natural a Brasil. ▲
8 1 al 15 de Abril | 2011
uno DE los oBJETivos DE EsTA GEsTión Es FoRTAlECER DE lAs REGionAlEs, Con El Fin DE quE BRinDEn un mEJoR sERviCio, ADEmás DE GEnERAR y EJECuTAR sus PRoPios PRoyECTos“ “Alejandro Gallardo, gerente general de Emtagas
Foto
: Em
taga
s
PETRÓLEO & GAS
Los requisitos para distribución y comercialización de gas por redes y la subvención cru-zada impiden que las competencias de la empresa pasen a los ejecutivos seccionales.
lEy DEPARTAmEnTAl 007 no sE APliCARá En lA EmPREsA TARiJEñA DEl GAs
aFirman que emtagas no serÁ desconcentrada
Esta Empresa Tarijeña del Gas (Emta-gas) no se desconcentrará en las once secciones de provincia, como
estable la Ley Departamental 007 de Tarija, debido a que la aplicación de esta medida impedirá el funcionamiento de la compa-ñía por los compromisos legales y sociales inherentes a su constitución, aseguró su gerente general, Alejandro Gallardo.
“Se trata de una empresa conformada por la Gobernación Autónoma del Depar-tamento de Tarija como mayor accionista seguido por YPFB y a continuación por el Gobierno Municipal de Tarija los cuales son los únicos propietarios de la Empresa, lo cual no permitiría fraccionarla”, afirmó el funcionario de Emtagas.
Explicó que para distribuir y comer-cializar gas por redes se requiere contar con una Autorización Transitoria emitida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), para lo que se debe cumplir requi-sitos que “difícilmente se lograrían con una empresa dividida”, remarcó.
Asimismo, añadió que no se puede desconcentrar la Empresa Tarijeña del Gas porque por su carácter social debe aplicar una subvención cruzada para sol-
teXto: REdACCIóN CENTRAL
El gerente de Emtagas, Alejandro Gallardo, afirmó que uno de sus objetivos es mejorar la gestión y operación de la empresa
ventar a sectores con baja capacidad fi-nanciera y garantizar la sostenibilidad de la empresa.
El artículo quinto de la Ley Departa-mental 007 de Tarija establece la adminis-tración y control directo de las entidades o empresas publicas y servicios de unidades desconcentradas que funcionen y tengan sus actividades dentro de sus jurisdiccio-nes, entre las que se encuentra Emtagas.
El objeto de la Ley Departamental 007 es el de complementar la transición insti-tucional de la ex Prefectura al Gobierno
Autónomo Departamental que incluye a las once secciones de provincia, hasta la puesta en vigencia plena del estatuto au-tonómico departamental y regional.
Sin embargo, Gallardo manifestó que uno de los objetivos de su gestión es el fortalecimiento de las oficinas regionales, con el fin de que puedan brindar un mejor servicio, además de generar y ejecutar sus propios proyectos, por lo que coordinan con los ejecutivos seccionales y autori-dades regionales el desarrollo y financia-miento de los proyectos. ▲
Emtagas cuenta con diversos ingre-sos por la comercialización de Gas natural pero no cuenta con resultados positivos en el Balance General, razón por la que se debe mejorar las condiciones de gestión y operación, señaló su gerente general, Alejandro Gallardo.
Se pretende lograr esta mejora a través de la implementación del siste-ma de gestión integrada, con la NB-ISO 9001:2008.
En la parte operativa se desarrollará un programa de mantenimiento preven-tivo y correctivo para garantizar el funcio-namiento de todo el sistema de distribu-ción de gas por redes, con la finalidad de reducir costos y lograr resultados óptimos garantizando la continuidad del servicio.
Desde este mes la Empresa Tarijeña del Gas iniciará seis nuevos proyectos de construcción de redes que beneficiarán a más de 900 familias. Entre ellos se encuen-tran redes Tarija, El Puente, Entre Ríos, Ber-mejo y Uriondo.
Actualmente la empresa cuenta con 39.482 usuarios en sus tres categorías do-méstica, comercial e industrial. De acuerdo a datos del Instituto Nacional de Estadísti-cos (INE) el departamento de Tarija cuenta con 99.121 viviendas, por lo que Emtagas tiene una cobertura del 40 por ciento.
Entre los objetivos planteados por la empresa figuran el de llegar a todas las vi-viendas del departamento de Tarija en el área urbana y rural, lo que permitirá distri-buir con equidad recursos de las regalías.
reto: mejorar la gestiÓn
anuncian seis ProYectos
91 al 15 de Abril | 2011
PETRÓLEO & GAS
Entre los disertantes más importantes están María das Graças Foster, directora de Gas y Energía de Petrobras y Pavel Tsybulsky, director general de Gazprom-Vniigas. De Bolivia expondrán José Luis Gutiérrez y Carlos Villegas.
El EvEnTo sERá El PRóXimo 19 y 20 DE mAyo
lanzan Primer congreso de gas Y PetrÓleo organizado Por YPFB
YPFB Gas & Petróleo 2011, primer con-greso internacional organizado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-
vianos (YPFB) será el próximo 19 y 20 de mayo en Santa Cruz y contará con la presencia de representantes de la industria y expertos in-ternacionales.
En la oportunidad, se examinará la situación nacional e internacional del mer-cado y la industria del gas y sus perspec-tivas para el futuro. YPFB tiene previsto presentar el nuevo ciclo exploratorio que se abre en el país.
Asimismo, se prevé que para la inaugura-ción de este evento se contará con la presen-
cia del Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, además de repre-sentantes del sector petrolero.
Mauricio Medinaceli, analista energético, dijo que todo evento que permita compartir ideas y escuchar propuestas de solución será bienvenido, pero que no ayudaría en nada que solo se limite a un informe de actividades de la empresa.
Se tiene previsto para la primer jornada la disertación de Bob Fryklund, vicepresidente de Cambridge Energy Research Associate-IHS CERA, que compartirá sobre las perspec-tivas de la industria del gas natural y su efecto en el mercado.
También expondrá Pavel Tsybulsky, di-rector general de Gazprom-Vniigas y Ernesto López Anadon, presidente de IAPG. Participa-rá como disertante María das Graças Foster,
directora de Gas y Energía de Petrobras.Desde Argentina vendrán Roberto Ba-
ratta del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, además de An-tonio Luis Ponsato, interventor del Ente Na-cional Regulador.
Otros disertantes son: Rafael Ramirez Carreño de PDVSA, Martin Houston de BG Group, Luis Eduardo Duque de la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil, Christian Itu-rri de BG Trinidad y Tobago, Richard Brown de Limited y Miguel Naranjo de Ecuador.
Finalmente, expondrán José Luis Gutié-rrez, ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, que abordará el entorno nacional y la política energética del país, y Carlos Villegas, presidente de YPFB, que hablará acerca de los desafíos de un nuevo ciclo exploratorio y la consolidación de YPFB. ▲
teXto: PAOLA MéNdEZ L.
SEGuNDA JORNADA.Se debatirá so-bre los Gasoductos vs LNG: Beneficios y Alternativas, Potencialidades de las nuevas tecnologías e implicancias en los mercados de gas natural y LNG: Diagnóstico, proyectos y perspectivas. PARTICIPANTES. Unos 800 serán invi-tados en todo el país por YPFB, desta-cándose organizaciones sociales. GRATIS. Será de carácter gratuito. BOLIvIA.Promoverá la difusión de in-formación sobre inversiones y explo-ración.CLAuSuRA. El cierre estará a cargo del Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera.
oTRos TEmAs
10 1 al 15 de Abril | 2011
El sECToR EnERGéTiCo, inCluyEnDo A lA inDusTRiA EléCTRiCA, DEBE sER PlAniFiCADo DE mAnERA ConJunTA, Con PARTiCiPACión DE AlTos ConsumiDoREs DE EnERGíA Como El inDusTRiAl “ “Cámara Nacional de Industrias
PETRÓLEO& GAS
Se contempla beneficiar a 500.000 nuevos usuarios con instalaciones internas de gas, en su gran mayoría para el sector doméstico, y también en menor medida para el comercial e industrial. A su vez se pretende lograr la conversión a GNV de 50 mil vehículos livianos y 16 mil pesados.
AFiRmAn quE yPFB DEBE invERTiR En PRoDuCCión DE GAs y AmPliACión DE GAsoDuCTos
teXto: LIZZETT VARGAS O.
“PARA EL 2011 REALIZARÁ EL TENDIDO DE 231 kM DE RED PRIMARIA y 761,5 kM DE RED SECUNDARIA EN 7 CIU-DADES y 44 LOCALIDADES “
lA CiFRA
es el monto ejecutado por la Gerencia Nacio-nal de Redes de Gas y Ductos en el 2010.MM de Bs
664
La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de Yacimientos Pe-trolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pre-
tende aumentar la cobertura de gas natural en el mercado interno de 29.8% a 79% hasta el 2015.
El 79% de cobertura en ese periodo, abarcará la zona urbana de los departamen-tos de La Paz con 85%, Oruro 95%, Potosí 95%, Cochabamba 62%, Chuquisaca 94%, Santa Cruz 41%.
En el caso de los departamentos de Beni y Pando la meta planteada cubrirá un 30% con el sistema virtual de distribución en base a Gas Natural Licuado (GNL).
La planificación quinquenal, responde al estudio de la demanda de gas natural en los sectores doméstico, comercial, industrial y conversión a Gas Natural Vehicular (GNV), indica el Plan de Inversiones 2009-2015 de la GNRGD de la estatal petrolera.
Según el plan de YPFB, se proyecta que al 2015 se beneficiarán a 500.000 nuevos usuarios a nivel nacional, para lo que se rea-lizará 100.000 instalaciones internas gratuitas cada año en el área rural y urbana.
Respecto al sector doméstico se plantea llegar a una cobertura del 95% hasta el 2015, lo que significa aumentar el consumo de 79.71 mil pies cúbicos registrados el 2011 a 3.9 millones de pies cúbicos el 2015.
En cuanto a la cobertura en el sector comercial se proyecta un crecimiento pro-medio equivalente a 5.6% hasta el 2020. Al 2011 se tiene 3.332 instalaciones comerciales registradas y se busca subir a 6.884 conexio-nes al 2015.
Referente al sector de GNV, de acuerdo al Plan quinquenal de la GNRGD de YPFB, se prevé aumentar la demanda de gas natural de 1.19 a 1.96 millones de metros cúbicos por día, entre 2010 y 2015 respectivamente.
Por su parte, el consumo industrial pro-yectado hasta el 2016 alcanzará a 4,44 millo-nes de metros cúbicos por día, a diferencia
de los 1,95 millones de metros cúbicos por día registrados el 2010.
Mediante estas metas se pretende incre-mentar la cobertura de este servicio básico de 29.8% a un 79% hasta el 2015.
Consultado al respecto, el ex superinten-dente de Hidrocarburos, Hugo de la Fuente, afirmó que ninguna de las políticas energé-ticas podrán funcionar sin inversiones en la producción de gas natural y la ampliación de los gasoductos de transporte.
Señaló que es urgente invertir de mane-ra abierta en la perforación de pozos para ex-traer más gas natural, puesto que es evidente que el país tiene un potencial hidrocarburífe-ro, aunque no se cuenta en abundancia con líquidos.
Otro de los problemas que detecta el experto, es la falta de ampliación de los ga-soductos, por ejemplo el del altiplano se en-
cuentra en su tercera ampliación y todavía no es suficiente. “Entonces tenemos que ampliar las redes de gasoductos en el país”, precisó.
Por su lado, el presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, Carlos Sánchez, explicó que para obtener un óp-timo resultado hasta el 2015, YPFB debe in-vertir desde la explotación de sus reservas hidrocarburíferas hasta su industrialización, para masificar el uso del gas natural.
Remarcó que “todo gira en torno al de-sarrollo de los campos ya descubiertos, au-mentando de esta manera la capacidad de producción y procesamiento de gas, además de la ampliación de la infraestructura de re-des y gasoductos.
Para la Cámara Nacional de Industrias (CNI) el cambio de la matriz energética es muy importante para el país, tanto para los consumidores que podrán acceder a un
energético más barato y limpio en sustitu-ción del Gas Licuado de Petróleo (GLP) como para el Estado que verá aliviada la presión del subsidio sobre el Tesoro General de la Nación (TGN).
En cuanto a la proyección de la GNRGD para el 2015, la CNI indicó que las medidas se-rán efectivas si se ejecutan de manera coor-dinada entre todas las empresas que confor-man YPFB Corporación. A pesar de calificar la meta del 79% de cobertura de gas natural en el país como “ambiciosa”, la CNI espera que se cumpla.
La Cámara Nacional de Industrias alertó que la GNRGD debe coordinar adecuada-mente la ejecución de este plan con YPFB-Transporte, de lo contrario es posible que, en lugar de tener una mejora en el abaste-cimiento de energía en el país, se congestio-nen los ductos de transporte, si no tienen la capacidad para transportar el gas natural ne-cesario para cubrir la demanda proyectada por la GNRGD, ocasionando mayores proble-mas a los consumidores actuales.
En este sentido la Cámara Nacional de Industrias aseguró que el sector energético, incluyendo a la industria eléctrica, debe ser planificado de manera conjunta. De la mis-ma forma deben participar también otros sectores involucrados que consumen altos volúmenes energía como el industrial, acotó.
En cuanto el presupuesto de GNRGD para la gestión 2010 fue fijado en 785.3 mi-llones de bolivianos, de los que se ejecutó el 86%, lo que equivale a 664,3 millones de bolivianos.
Del mismo modo el año pasado, en ejecución física se alcanzó un 102% en ins-talaciones de red secundaria, un 88% en red primaria y un 69% en desarrollo de instalacio-nes internas.
Como resultado de estas actividades se logró el tendido de 127 kilómetros de red primaria y 724 kilómetros de red secundaria en 7 ciudades capitales. Además se ejecutó 68.682 conexiones domiciliarias, que se su-man a las 155.659 existentes a nivel nacional. En total actualmente se cuentan con 238.553 instalaciones de gas natural en el país.
Para el 2011 se tiene previsto realizar el tendido de 231 kilómetros de red primaria y 761,5 kilómetros de red secundaria en 7 ciu-dades y 44 localidades del país. ▲
Se pretende incrementar la cobertura
de GN en Bolivia de un 29,8% a un
79% hasta el 2015
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2011 2012 2013 2014 20152011 2012 2013 2014 20150
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
COMERCIAL (en # Instalaciones) INDUSTRIAL (en MMmcd)
79.713 3.232
3.992.420 6.874
1.95
4.44
Mpc (miles
de pies
cúbicos)Instal
aciones
Comerciales
MMmcd (millo
nes de
metros cú
bicos diarios)
DOMICILIARIO (en Mpc)
PROYECCIÓN DE CRECIMIENTO DEL CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO (2011-2015)
2011 2011 2010
2015 2015 2016
79.713
649.546
1.763.837
2.878.129
3.992.420
3.232
4.583
5.851
6.710 6.874
2010 2012 2014 2016
1.95
2.85
3.56
4.44
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
ProYectan 79% de coBertura de gas Por redes en el mercado interno al 2015
Fuente: Elaboración propia en base a datos de GNRGD de YPFB
111 al 15 de Abril | 2011
Se pretende incrementar la cobertura
de GN en Bolivia de un 29,8% a un
79% hasta el 2015
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2011 2012 2013 2014 20152011 2012 2013 2014 20150
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
COMERCIAL (en # Instalaciones) INDUSTRIAL (en MMmcd)
79.713 3.232
3.992.420 6.874
1.95
4.44
Mpc (miles
de pies
cúbicos)Instal
aciones
Comerciales
MMmcd (millo
nes de
metros cú
bicos diarios)
DOMICILIARIO (en Mpc)
PROYECCIÓN DE CRECIMIENTO DEL CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO (2011-2015)
2011 2011 2010
2015 2015 2016
79.713
649.546
1.763.837
2.878.129
3.992.420
3.232
4.583
5.851
6.710 6.874
2010 2012 2014 2016
1.95
2.85
3.56
4.44
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
PETRÓLEO& GAS
PlAn 2009-2015
Departamento % de Cobertura urbanaLa Paz 85%Oruro 95%Potosí 95%Cochabamba 62%Chuquisaca 94%Santa Cruz 41%TOTAL 79%
el País cuenta con un 86 % de avance Físico de redes
ProYectan 79% de coBertura de gas Por redes en el mercado interno al 2015
El avance físico nacional en lo que se refiere a la construcción de red primaria, se-cundaria e instalaciones internas alcanzó a un 86% de ejecución física de acuerdo a progra-mación de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de YPFB en el 2010.
Según el avance físico, la GNRGD reali-
zó una comparación de los departamentos que se destacan por sus logros y debilidades, donde Santa Cruz tiene el tendido de 184 ki-lómetros de red secundaria que representa el 84%, siendo el mayor avance físico a nivel nacional. Sin embargo tiene la cobertura más baja del país con solo 6%. En cuanto a la red
primaria alcanzó el 63%, lo que equivale a un total de 52.283 metros.
El departamento con mayor cobertura de redes de gas es Potosí, con un 90%, puesto que sobrepasó su meta con 50.6 kilómetros de red secundaria y extendió sus redes en todo el radio urbano.
En general La Paz, es el distrito con mayor eficiencia el 2010, porque logró una ejecución física promedio de 94%, al ejecutar 11.311 me-tros de red primaria y 121.234 metros de red secundaria.
Infografía: David Durán / Reporte Energía
12 1 al 15 de Abril | 2011
PETRÓLEO& GAS
teXto: REdACCIóN CENTRAL
PARTiCiPACión DEl Gn En mATRiz EnERGéTiCA nACionAl
YPFB anuncia la ampliación de infraestructura de red y con-exiones domiciliarias con una inversión de $us 748 MM
48% DE Gn En lA mATRiz EnERGéTiCA Al 2015
Prevén se duPlique el consumo de gas en el País
La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)
considera que se duplicará el consumo de gas natural en el país, puesto que la parti-cipación en la matriz energética subirá de 24% el 2010 a 48% hasta el 2015. De esta manera, disminuirá las demanda de gasoli-na y Gas Licuado de Petróleo (GLP).
El cambio de matriz hasta el 2015, se basa en un análisis del mercado interno de los últimos cinco años. Entre los años 2005 y 2010, la participación del gas natural en la matriz energética nacional se incrementó de 15% a 24%.
En ese sentido, YPFB proyecta que la participación del gas natural subirá de 24% a 48% hasta el 2015. Además prevé una reducción de 43% a 32% el consumo de hidrocarburos líquidos GLP, gasolina y en al-gún caso especial diésel e indirectamente la disminución del consumo de electricidad.
Según el Plan de Inversiones 2009-2015 de la empresa estatal petrolera, para dupli-car la participación del gas natural en la ma-
triz energética, se ampliará la infraestructu-ra de red y conexiones domiciliarias.
Asimismo, el cambio en la matriz ener-gética, acompañado de la promoción del gas natural para la conversión de vehículos, promoverá el proyecto del Sistema Virtual de Distribución en el departamento de San-ta Cruz para el suministro de gas a Beni y Pando.
Para la ejecución de este plan quin-quenal se programó una inversión de 748 millones de dólares en la construcción de redes domiciliarias de gas natural, además de otras no domésticas, y partir del 2011 las instalaciones se expandirán al área rural, se-gún el plan de la empresa estatal petrolera.
Respecto a las instalaciones de redes primarias, se tiene programado hasta el 2015 el tendido de 42.962 metros de co-nexiones (sin incluir los proyectos de Coto-ca, La Guardia y El Torno-Jorochito, puesto que se discute el nivel de participación de YPFB). Para el desarrollo de red secundaria se tiene fijado 6.779 metros instalados.
Otra de las estrategias para lograr la mitad de participación del gas natural en la matriz energética hasta el 2015, consiste en poner en marcha el Sistema Virtual de Dis-tribución de Gas Natural Licuado (GNL). Este
proyecto consiste en establecer una Planta de Licuefacción con una capacidad de 9,5 MMPCS/día, de acuerdo al plan de inversio-nes de YPFB.
Por otro lado, el estudio de la demanda potencial de GNL se ubica en las ciudades de Trinidad y Cobija, además de 23 locali-dades con población mayor a 2.000 vivien-das.
Al respecto, la Cámara de Industria, Co-mercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz (Cainco) señaló que el cambio de la matriz energética es un tema importante, porque Bolivia es un país esencialmente gasífero y no petrolero. “Para la optimización de los recursos naturales, es necesario que el país tenga mayor consumo de gas natural y menor consumo de líquidos”, remarcó la
entidad empresarial.En este sentido, Cainco afirmó que la
meta propuesta por YPFB de aumentar de 24% a 48% la participación en la matriz energética es un desafío y meta muy am-biciosa. “Para que esta (meta) se convierta en realidad requiere fuerte compromiso e inversión, no solamente en transporte, sino también en exploración y explotación”, en-fatizó.
Adicionalmente, sugirió tomar en cuenta el mercado externo, puesto que solo mayores exportaciones de gas natural permitirán aumentar la venta al mercado interno. Existe incentivos para invertir en exploración y explotación en la medida en la que se asegura un mercado que paga el energético a precio internacional. ▲
2015
2010
Fuente: Memoria Anual 2010, GNRGD-YPFB
131 al 15 de Abril | 2011
14 1 al 15 de Abril | 2011
YPFB Andina, destinará este 2011 un total de 246 millones de dólares para exploración y explotación hidrocar-
burífera en áreas operadas y no operadas, de acuerdo al Programa de Trabajo y Presu-puesto (PTP) presentado por la compañía a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Según YPFB Andina, las inversiones aprobadas por YPFB en el PTP a febrero de 2011 ascienden a 155 millones de dólares en áreas operadas y 86 millones de dólares en áreas no operadas, es decir, el 50% de la participación en los campos San Alberto y San Antonio. Adicionalmente, la compañía tiene previsto invertir en la planta de com-presión Río Grande (RGD) 5 millones de dó-lares en esta gestión.
“Este año estamos trabajando en la perforación de tres pozos de desarrollo e interviniendo siete en los campos donde somos operadores mientras que en los campos que no operamos, se tienen per-foraciones”, señala el informe del PTP pre-sentado por YPFB Andina.
Asimismo, el documento detalla que hasta fin de año se aumentará en 15 MMp-cd la oferta de gas disponible de YPFB An-dina, cuando se concluyan los trabajos de profundización y workover en los campos Río Grande, Sirari y Yapacaní.
De acuerdo a datos proporcionados por la compañía, en el pozo Sararenda-X1, que utiliza un equipo de perforación de 3000 HP se invertirá 55 millones de dólares. En el campo Sirari que cuenta con un equi-po de perforación de 1500 HP, junto al pozo SIR 17, se invertirá 25 millones de dólares. La misma inversión y equipo utilizado se tiene programado en los pozos YPC-21 y YPC-22, del campo Yapacaní,además del RGD-82.
En el campo Río Grande con equipo de perforación de 900 HP y con los pozos RGD-56, RGD-53, RGD-59 y BOA-X1, se in-vertirá 24 millones de dólares al igual que en el campo Yapacaní con los pozos YPC-20 y YPC-24.
Finalmente, en el campo Yapacaní que utiliza un equipo de menor potencia con 550 HP se invertirá 14 millones de dólares en el pozo YPC-9.
De acuerdo al PTP revisado en febrero de este año, en los pozos BQN-X2, SIR 17, YPC-21, RGD-24 Iny y VBR-Iny, se invertirá 14 millones de dólares.
TRABAJAmos En lA PERFoRACión DE TREs Pozos DE DEsARRollo y En inTERvEnCión DE oTRos siE-TE En los CAmPos DonDE somos oPERADoREs. En CAmPos no oPERADos TAmBién sE PERFoRARá“ “PTP 2011-YPFB Andina
Fuen
te: Y
PFB
Andi
na
PETRÓLEO & GAS
Tiene previsto perforar tres pozos exploratorios, cinco de desarrollo, tres de profundización y seis de reparación e inter-vención. La compañía tiene previsto destinar 5 millones de dólares para la planta de compresión de Río Grande.
sEGún PRoGRAmA DE TRABAJo y PREsuPuEsTo 2011
YPFB andina invertirÁ $us 246 mm en Áreas oPeradas Y no oPeradas
teXto: PAOLA MéNdEZ L.
Potencia equipo
Pozos
Profundidad
Tipo de pozo
Producción
Empresas de servicio
Inversión
Información actual
3000 hP
Sararenda SRR-X1
4800m
Exploratorio
Gas
Petrex, Halliburton, Schlumberger, MI-Fluids, MI-Swaco, Tuboscope, Conti-nental, Farsur, NBJ, Baker, Smith
55.000.000
Perforando con trépano de 17.1/2” en 1781m
1500 hP
sirari SIR-17; yapacaní YPC-21, RGD-82, YPC-22
3600m, 3600m, 4800m, 3600m
Desarrollo, Desarrollo, Exploratorio, Desarrollo
Gas, Gas, Gas, Gas
Petrex, Halliburton, Schlumberger, MI-Fluids, MI-Swaco, Tuboscope, Conti-nental, Farsur, NBJ, Baker, Smith
25.000.000
Montaje 50%
900 hP
Río Grande RGD-56, RGD-53, RGD-59, BOA-X1, yapacaní YPC-20, YPC-24
3700, 3700, 3700m 3000m, 3000m, 3000m
Profundización, Profundización, Profundización, Exploratorio, Desa-rrollo, Desarrollo
Gas, Gas, Gas, Pe-tróleo, Gas, Gas
Marlin SAI, Hallibur-ton, Schlumberger, MI-Fluids, MI-Swaco, Tuboscope, Continental, Farsur, NBJ, Baker, Smith
24.000.000
Terminación Pozo RGD-56
550 hP
yapacaní YPC-9, Boquerón BQN-X2,sirari SIR-17, YPC-21, Río Grande RGD-24Iny,víbora VBR-Iny
Reparación e Inter-vención de pozos
Gas
Marlin SAI, Hallibur-ton, Schlumberger, MI-Fluids, MI-Swaco, Tuboscope, Continental, Farsur, NBJ, Baker, Smith
14.000.000
Interviniendo pozo Boquerón BQN-X2
PRoGRAmA DE PERFoRACión 2011
Entre los pozos exploratorios identifica-dos por YPFB Andina están: Sararenda-X1, RGD-82 y BOA-X1. Hasta el 2015 la compa-ñía pretende intervenir 31 pozos y realizar 14 perforaciones.
Según YPFB Andina, actualmente esta empresa es la principal productora de cru-do, condensado y gasolina del país con una participación del 33%, equivalente a aproximadamente 13.500 barriles diarios de petróleo, condensado y gasolina natural.
Respecto a los mercados externos, el 45% del volumen de gas exportado a Brasil corresponde a la producción de los cam-pos de YPFB Andina.
En el mediano y largo plazo la compa-ñía ha manifestado su interés por acceder a varias de las 13 áreas reservadas para YPFB Corporación. ▲
Parte de la estrategia de YPFB Andina está orientada a la revisión de activos, es decir, buscar gas en pozos que se consi-deraban “agotados”, según la compañía.
El documento indica que los resulta-dos de esta búsqueda fueron existosos, y prueba de ello, es que en el campo Sirari se demostró que aún hay energía en el devónico.
Asimismo, en el campo Los Penocos, a través de una técnica de reinyección se logró recuperar un importante volumen de líquidos.
El último caso fue en el campo Río
Grande con el pozo RGD-22, que ya fue descubierto en la década de los ‘60, pero que ahora, con la profundización del pozo a 3.669 metros se llegó a la for-mación Iquiri y se encontró reservas a confirmar de un trillón de pies cúbicos (TCF).
De acuerdo a YPFB Andina, en este mismo campo se está trabajando en dos pozos adicionales, uno de ellos nuevo. Según la compañía dependiendo de los resultados obtenidos en este pozo se irá a la segunda profundización para incre-mentar las reservas de gas en el país.
traBajan en la BÚsqueda de gas en Pozos agotados
151 al 15 de Abril | 2011
Fuente: YPFB Chaco
De acuerdo al Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP) 2011 de Repsol Bolivia se tiene previsto perforar cuatro pozos en los campos Margarita - Huacaya, con una inver-sión de 304 millones de dólares. Se contem-pla además otras dos intervenciones.
Los pozos a perforarse en el campo Mar-garita y Huacaya tienen previsto alcanzar la formación Huamampampa a una profundi-dad de 5.500 metros. Los equipos a utilizar son de 3.000 HP de capacidad.
Asimismo, los trabajos en estos reservo-rios están divididos en dos fases. La primera se está desarrollando con la construcción de las facilidades de transporte para el envío de fluidos tratados desde la planta de pro-cesamiento en Margarita hasta la planta de Sábalo.
Estos fluidos pasarán por Villamontes para ser entregados al Sistema Nacional de Transporte. En este sentido, la fase 1 recibirá un módulo adicional de procesamiento de gas de 6MMmcd que se sumará a los 2,3 MMmcd producidos actualmente.
En la segunda fase se incrementará la capacidad en el área de instalaciones de superficie, se ampliará el colector de pro-ducción y se instalará otro módulo de pro-cesamiento de gas de 6MMmcd en la Planta
de Procesamiento. De esta manera la fase 2 alcanzará una producción de 14 MMmcd.
Para el proyecto Margarita-Huacaya se contempla una inversión total de 1.400 mi-llones de dólares, 600 millones de dólares para la fase 1 y 800 millones de dólares para la segunda fase que se concluirá en 2013. (DAS).
(en $us MM) PTP Nov 10 PTP Feb 11Perforación Exploración 23.9 24.4Perforación Desarrollo 39.8 45.9Intervenciones 1.8 -Instalaciones/Equipos Planta 3.4 4.0Instalaciones/Equipos Campo 12.9 15.2Sísmica 3D 0.9 0.9Soporte y otros 3.0 3.0TOTAL 85.7 93.5
PTP GEsTión 2011
PETRÓLEO & GAS
De acuerdo al Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP) de YPFB Chaco SA, aprobado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la gestión 2011, la inversión programada alcanza los 93.5 millones de dólares para perfora-ción, exploración, desarrollo e interven-ción de pozos.
El PTP de la empresa YPFB Chaco SA señala que para el área de exploración se ejecutará 24.4 millones de dólares en los pozos VGD-X1000, CREX1, PCH-X1004 y CRE-X2.
En cuanto, al monto destinado a desa-rrollo se invertirá 45.9 millones de dólares
en la perforación de 12 pozos (SNQ-22, BBL-12, VGR-13 ST, JNN-3, BBL-15, VGR-37, VGR-38, SRW-8, SRS-9, SRW-9, PNW4 y BBL-10).
Los planes de desarrollo de la subsidia-ria de YPFB Chaco SA incluye intervención y reparación de pozos, para lo que se tiene fijado una inversión de 1.18 millones de dó-lares en el pozo SNQ-4.
Entre los trabajos que realizará la pe-trolera para la gestión 2011, se presupuestó 19.2 millones de dólares en instalaciones, equipos de planta y campo; 3.9 millones de dólares en sísmica 3D, soporte y otros. (LVO)
rePsol PerForarÁ 4 Pozos YPFB cHaco destinarÁ $us 93 mm durante el 2011
CAMPO: Margarita y Huacaya.uBICACIÓN: Tarija y Chuquisaca.NúMERO DE POzOS: 4 perforaciones y 2 intervenciones de pozo. No se contempla ningún pozo para explo-ración.PROFuNDIDAD Y OBJETIvO : 5.500 mt, formación Huamampampa.CARACTERíSTICAS TéCNICAS DEL EQuIPO DE PERFORACIÓN: Los equi-pos a utilizar son de 3.000 HP de ca-pacidad.OBJETIvO DE PROYECTO: Gas con-densado.INvERSIÓN POR PROYECTO DE PER-FORACIÓN: Se contemplan 76 millo-nes de dólares para la perforación de cada uno de los cuatro pozos.
DATos
16 1 al 15 de Abril | 2011
La idea central de este artículo es de-mostrar que la industria petroquímica posee caracteristicas que permiten su
intensa participación en el proceso del de-sarrollo sostenible de un país.
La industria petroquímica es una indus-tria de procesamiento continuo, de eleva-das escalas de producción, y se caracteriza por la adición de valores a los derivados del petróleo y del gas. Genera productos dirigidos a los bienes de consumo finales, alcanzando diversos segmentos de la ma-triz industrial, o sea, la cadena productiva ampliada.
Los productos petroquímicos transfor-mados substituyen productos transforma-dos de origen natural, con las ventajas de garantía de escala de producción y de eco-nomía energética. Es una industria que está presente de forma muy activa en todos los procesos de desarrollo de los países.
CARACTERíSTICASEs una industria muy intensiva en capi-
tal, requiere acceso a la materia prima com-petitiva, o sea, todos sus productos están con los precios vinculados en el mercado internacional.
También es muy sensible a las econo-mías de escala y gama, y la tecnología hace la diferencia en muchos segmentos de la cadena productiva.
El mercado es uno de sus principales puntos y tiene que existir las condiciones logísticas para el perfecto flujo de la pro-ducción. El establecimiento de sus precios sigue las reglas internacionales, o sea, de los mercados que se llaman “pricemaker”.
Lo que pasa es que para que las plantas petroquímicas tengan éxito deben tener escalas de producción internacional y tam-bién sus precios en la cadena productiva deben estar alineados con el mercado in-ternacional.
LA CADENA PRODuCTIvA AMPLIADALa petroquímica hace parte de un con-
junto de ellos, que son muy importantes para el desarrollo de un país. La idea central puede ser la concepción de complejos pe-troquímicos muy grandes, que por su com-plejidad no avanzan, es decir, existe mucha dificultad para poner en marcha.
Por otro lado, hay casos en los que lo
mejor es tener una planta de anclaje. En el caso de Bolivia, que creo podría ser la Planta de Amoniaco y Urea para núcleo de otros desarrollos más adelante. Esta es la forma de garantizar el desarrollo y el aprendizaje necesario para otras plantas petroquimicas.
vENTAJAS COMPETITIvAS DE uN PAíS Y APLICACIÓN EN BOLIvIA
Existen ventajas competitivas naturales o de manufactura. Las naturales son intrín-secas a la región o país. Por ejemplo, el gas natural de Bolivia. La fábrica se establece, por lo general por el Gobierno, por lo que incrementa la competitividad de una ac-tividad económica concreta, por ejemplo, incentivos fiscales, sistemas de crédito, y la ubicación, entre otros.
Para la base petroquímica, existen dos factores claves que se consideran esenciales para el establecimiento de esta industria: las materias primas y el mercado.
En general en países como Bolivia don-de se tiene recursos naturales, en este caso gas natural, este forma parte de una primera fase con la venta de la extracción de caracte-res, en los que la recuperación se produce a través de la venta sin transformación para el mercado interno o para exportación.
Un paso muy ligado al mercado interno es el uso de energía, es decir, en su forma pri-maria, sin avanzar en la cadena de produc-ción, para uso residencial, vehicular, hospital, comercial y térmico.
Después de esta fase inicial, es natural comenzar a estudiar las mejores formas de agregar valor al gas natural, a lo largo de la cadena de producción.
El siguiente paso es el uso del gas como no energético, para lo que es fundamental estar al tanto de las variables y la clase de negocio desde los fundamentos. Existen
características, que son fundamentales para el éxito de esta fase.
Para la industrialización del gas como petroquímica se debe tener garantía de suministro de materia prima para períodos suficientemente largos (15 o 20 años), el mercado y la escala de la planta.
Considerando que el sector petroquími-co está globalizado y que “los responsables de los precios” están en el mercado inter-nacional, es necesario que los precios de las materias primas, así como los productos finales a nivel nacional, estén en línea con los mercados externos. Este concepto es funda-mental porque es una industria intensiva en capital que requiere una fuerte inversión. El capital extranjero seguramente se sentirá atraído para complementar el capital local.
LA OPORTuNIDAD PARA BOLIvIAPara desarrollar una industria petroquí-
mica, como se mencionó anteriormente, dos factores son vitales: materia prima y el mercado.
Bolivia tiene gas natural, entonces es una consecuencia lógica, que después de ser un exportador de bien primario, incluya entre las etapas el añadir valor.
Este valor añadido se puede desarrollar a través de dos rutas petroquímicas: la quí-mica de la química C1 y C2.
La química de C2 sobre la base de la re-flexión de la pirólisis del etano (que es una fracción del gas natural) apunta a producir etileno, polietileno y una unidad. En este segmento hay una competencia muy feroz con las plantas que entren en operación a partir de los precios del gas natural extre-madamente bajos y la creación de grandes excedentes de oferta de productos.
A medida que el mercado interno boli-viano es aún muy bajo, grandes cantidades se han destinado a la exportación en un mo-mento de exceso de oferta, es decir, precios
de exportación bajos.De todos modos, es importante men-
cionar que la posibilibidad de una fuerte ciclicidad petroquímica siempre debe ser estudiada y estar presente en la agenda de las negociaciones como una oportunidad permanente, aunque es una oportunidad difícil de hacer económicamente viable.
Por otro lado tenemos la química de la C1, que parte del gas natural para la planta de amoniaco y urea y metanol, que son pro-ductos petroquímicos “buildingblocks”, o productos claves de anclaje.
Una verdadera oportunidad para Boli-via sería construir una planta de amoniaco y urea, de escala internacional y colocar el excedente en el mercado brasileño.
Es recomendable comenzar un comple-jo con una unidad de anclaje. Por otra parte es importante asegurar el flujo entre el 80 y el 90% de la producción para comprobar el equilibrio.
Tanto para el suministro de materia pri-ma y la venta de los productos, la compra y la venta deben ser a largo plazo, garantizar el suministro y entrega de productos, y los mecanismos de fijación de precios definidos y vinculados a los mercados externos.
Considerando una planta de amoniaco y urea de escala económica, y que las ventas nacionales se quedan cortas, el excedente debe ser enviado principalmente al merca-do brasileño.
Hago un comentario final sobre el mer-cado con el objetivo de evitar una concu-rrencia de depredadores, en base al reciente anuncio de Petrobras que tiene previsto construir una planta de amoniaco y urea en el medio oeste de Brasil, que sería el mer-cado natural de la planta en Bolivia. Por lo tanto, sería conveniente tener un acuerdo comercial para evitar un exceso de oferta de productos. ▲
* Socio Director de Gas Energy
unA vERDADERA oPoRTuniDAD PARA BoliviA sERíA ConsTRuiR unA PlAnTA DE AmoniACoy uREA, DE EsCAlA inTERnACionAl, y ColoCAR El EXCEDEnTE En El mERCADo BRAsilEño“ “Carlos Alberto Lopes
Foto
: Gas
Ene
rgy
PETROqUíMICA
teXto: CARLOS ALBERTO LOPES*
“Bolivia Y Brasil deBen negociar Para evitar soBreoFerta de urea Y amoniaco”Tras el anuncio de Petrobras de construir una planta de urea y amoniaco en el medio oeste de Brasil, que sería el mercado natural para la instalación que se proyecta en Bolivia, el autor sugiere que ambos países lleguen a un acuerdo comercial
EXPERTo BRAsilEño PRoyECTA A lA inDusTRiA PETRoquímiCA Como FACToR DE DEsARRollo
Carlos Alberto Lopes
invERsionEs PREvisTAs PARA unA PlAnTA DE AmoniACo y uREA DE ClAsE munDiAl
invERsión (millones de dólares) Amoniaco urea Total (600 mil t/a) (1.100 mil t/a)ISBL 285,2 168,4 453,5OSBL 79,4 41,8 121,3 Costo Total de la Planta 364,6 210,2 574,8Otros Costos del Proyecto 91,2 52,5 143,7 inversión Fija del Proyecto 455,8 262,7 718,5Gastos Financieros 43,3 25,3 68,7Capital de Trabajo 16,5 13,5 29,9 inversión Total 515,6 301,5 817,1
Fuente: Gas Energy
171 al 15 de Abril | 2011
uno DE los PRinCiPAlEs PRoyECTos Es inTEGRAR EléCTRiCAmEnTE El DEPARTAmEnTo DE sAnTA CRuz“ “ Luiggi Guanella - presidente del Consejo de Administración de CRE
Foto
: CRE
ELECTRICIDAD
Pese a que el proyecto “Yane 1” tiene todos los estudios y gestiones concluidas, no avanza hasta hoy porque la AE no define si el bagazo es un recurso natural o artificial.
luiGGi GuAnEllA, PREsiDEnTE DE lA CooPERATivA RuRAl DE ElECTRiFiCACión
cre: “la ae tiene Parado el ProYecto Yane 1 desde 2009”
teXto: dORIA AñEZ S.
El nuevo presidente de CRE considera que la rebaja tarifaria no debe poner en riesgo la continuidad y calidad del servicio.
EConomisTA
“EL RETO NúMERO UNO SI-GUE SIENDO AUMENTAR LA COBERTURA DEL SERVICIO ELÉCTRICO. AhORA ESTA-MOS EN UN 83% y LO qUE FALTA POR hACER ES LO MÁS DIFíCIL, PUESTO qUE SE DEBE LLEGAR A COMUNIDA-DES PEqUEñAS y ALEJADAS“
¿En qué condiciones recibe la adminis-tración de la Cooperativa Rural de Electrifi-cación, CRE?
Recibo una cooperativa sólida en lo ad-ministrativo, técnico y económico, con una reputación bien ganada y reconocida inter-nacionalmente.
¿Cuáles son los desafíos al asumir el cargo de presidente del Consejo de Admi-nistración?
El reto número uno sigue siendo aumen-tar la cobertura del servicio, estamos en un 83% y lo que falta por hacer es lo más difícil.Son comunidades pequeñas, alejadas que no se las pueden integrar al tendido conven-cional de algún sistema aislado. El desafío consiste en buscar otras alternativas como las energías renovables, por ejemplo.
¿Bajo qué políticas basará su gestión?CRE tiene un plan estratégico, con defi-
nición de misión, visión, principios y valores, que marcan nuestro norte. Allí están defi-nidos los grandes objetivos que apuntan a liderar el desarrollo social y agroindustrial de Santa Cruz.
¿Cómo está la salud financiera de la Cooperativa?
De acuerdo al balance auditado al 31 de diciembre de 2010 todo está en orden. Exis-te una deuda corriente que representa una mínima parte del patrimonio institucional. Esa es una señal clara que las cosas se están haciendo bien, velando por el interés de una institución que es patrimonio de Santa Cruz.
¿Las rebajas tarifarias dispuestas por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), son sostenibles para CRE?
Hasta ahora han primado los criterios téc-nicos y económicos para determinar las tari-fas, además de la buena voluntad de todos los agentes del sector eléctrico para hacer ajustes que benefician a los más necesitados.
A nosotros particularmente como insti-tución nos interesa tener las tarifas más ac-cesibles posibles sin poner en riesgo la con-tinuidad y la calidad del servicio.
¿ Cuáles son los principales proyectos que impulsará la Cooperativa?
Integrar eléctricamente el departamen-to de Santa Cruz. Algunos sistemas aislados
han crecido lo suficiente y ya no pueden ser atendidos con una sola central de genera-ción, por lo que es necesario que pasen a ser parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para satisfacer la demanda creciente con la calidad y la continuidad exigidas por ley. Tal es el caso de Las Misiones y de los Valles cruceños.
Son proyectos muy grandes que exigen la participación de los órganos de gobierno vinculados al sector. También existe una pre-ocupación por densificar nuestras líneas, es decir que se conecten más consumidores.
Ya tenemos un programa, Conexión Cooperativa Solidaria, que hasta la fecha ha conectado más de 5.000 hogares de condi-ciones precarias.
En energía renovable, ¿Cuál es el es-tado de los proyectos de generación con bagazo de caña e instalación de un parque eólico?
CRE, con la finalidad de aumentar la capacidad de generación y brindar mayor confiabilidad en el suministro eléctrico del SIN, está desarrollando la planta de genera-ción Yane-1, que consiste en la inyección de 35 MW producidos con bagazo de caña en la zona del norte integrado.
El proyecto se encuentra con todos los estudios y gestiones concluidas, sin embar-go, desde febrero de 2009 la Autoridad de Electricidad tiene parado el proyecto, por-que no define si el bagazo es un recurso na-
tural o artificial. En una segunda etapa, enfocándonos
en el mediano o largo plazo, existe el pro-yecto de un parque eólico de 20MW en los alrededores de la ciudad de Santa Cruz.
En este sentido, en el año 2009 se realizó un estudio de pre-factibilidad, mostrando que para implementar generación con vien-to es necesaria la obtención de importantes incentivos económicos que viabilicen la in-versión. ▲
Luiggi Guanella Iriarte, tiene 36 años, es economista de profesión, graduado de la universidad Católica Boliviana de La Paz. Realizó su especialización en la es-cuela de negocios INCAE en San José de Costa Rica, donde se recibió como Máster en Administración de Empre-sas.
18 1 al 15 de Abril | 2011
EVENTOS
Foto
: Edu
ardo
Zab
ala/
Rep
orte
Ene
rgía
Foto
: Edu
ardo
Zab
ala
/ Rep
orte
Ene
rgía
Foto
: Cor
maq
PRESENTACIÓN DE NuEvO SERvICIO. La telefónica Tigo dio a conocer el sistema de giros electrónicos para enviar dinero a través del celular. En el lanzamiento estuvieron presentes invitados especiales y representantes de la empresa.
SEMINARIO. Kieffer y Asociados organizó el “Seminario sobre seguros de caución y todo riesgo de construcción y montaje”. Durante la segunda jornada estuvieron presentes, Leo Fleig (izq), Erika Ardaya (centro), Andrés Barbery (centro) y Andrés Kieffer (der).
REPRESENTACIÓN. La empresa Seguridad Integral Contra Fuego (Sicfu) representará los pro-ductos de la marca Securiton, dedicada al desarrollo de tecnologías de prevención contra incendios. En el cóctel de presentación del convenio, asistieron Ferriccio Cerruti (izq), Enrique Bruno (centro) y Mimmo Micali (der), entre otros invitados.
CAPACITACIÓN. Cormaq realizó cursos sobre ventas y servicio al cliente de su marca ‘Eterna’, nueva línea de productos para el procesamiento de alimentos en general. De esta manera inau-guró su Centro de Capacitación. El personal de la compañía recibió el entrenamiento en ventas de la asesora técnica comercial de la marca, Daniela Oliveira.
ARTE SIMMER
Foto
: Edu
ardo
Zab
ala/
Rep
orte
Ene
rgía
