reporte energía edición nº 41

Con una inversión programada de 505 mi-llones de dólares en 6 proyectos eléctricos y anuncios de actividad hidrocarburífera, el

panorama energético de Cocha-bamba se muestra alentador.

Distribución Gratuita

eNTReVISTA

Según Ernesto López, ex presidente del IGU, la venta de gas boliviano a Argentina, no implica una integra-

ción energética real, aunque si un buen ne-gocio para ambos países.

Nº 411 al 15 de

Septiembre 2010

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE

www.reporteenergia.com ISSN 2070-9218

En una clara estrategia de búsqueda de mayor inversión de las empresas privadas hidrocarburíferas, el pro-pio Jefe de Estado, Evo Morales, junto al Ministerio del sector y YPFB, participó en el Congreso Gas y Ener-gía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos, donde mostró su plan industrializador y pidió inversiones.

Aunque se conformó la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH), y se tiene un presupuesto inicial de 300 millones de dólares para los tres primeros proyectos

que están en fase de diseño, el Gobierno Nacional, aún no se anima

a señalar fechas del arranque de las plantas que agregarán valor al gas natural. Expositores y conferencistas aconsejaron dar prioridad a la industrialización del metano, para producir principalmente úrea y metanol, por su demanda en mercados de Brasil y Argentina.

COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | SEPTIEMBRE 2010

200 ANIVeRSARIo

GOBIERNO SE ACERCA A PETROLERAS Y APUESTA POR LA INDUSTRIALIZACIÓN

CON EL GAS BOLIVIANO, ARGENTINA PUEDE REACTIVAR VENTA DE GAS A CHILE

COCHABAmBA AVANZA EN EL fORTALECImIENTO DE SU mATRIZ ENERGéTICA

3eR coNGReSo GAS & eNeRGÍA De LA cBH

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31 al 15 de Septiembre | 2010

Reporte Energía es una publicación quincenal de BZ Group www.bz-group.comDistribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008ISSN 2070-9218

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MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

DE LANACIONAL

ASOCIACIÓN

PRENSA

LA CERCANíA DEL GOBIERNO A LAS EmPRESAS

LO ÚLTImO EDITORIAL DIRecToR : MIGUEL ZABALA [email protected]

La Fundación para el Reciclaje de Santa Cruz (Fundare), organizó el primer encuen-tro de Negocios de la Cadena del Reciclaje el pasado 18 de agosto en la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo (Cainco).

Durante el evento, las empresas parti-cipantes promocionaron sus productos y servicios a los visitantes a fin de incentivar el ingreso a este tipo de negocios.

El objetivo del encuentro fue promover la valorización de los residuos reciclables a través de la creación de oportunidades de negocios en la cadena del reciclaje.

Al evento asistieron pequeños provee-dores, recolectores, industriales y exporta-dores, quienes intercambiaron experien-cias sobre reducción de residuos sólidos que contaminan al medio ambiente. ▲

ENCuENTRO DE RECICLAjE CON NEGOCIOS INCLuSIVOS

Más allá de consideraciones políti-cas, en las que no quisiéramos entrar a través de este espacio periodístico, el acercamiento del gobierno, léase, presiv-dente del Estado, Evo Morales,Ministerio de Hidrocarburos y energía y la empresa estatal más grande del país, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), es altamente saludable para la industria de los hidrocarburos y su efecto inmediato en la economía nacional.

Los recientes descubrimientos o confirmación de reservas en algunos campos operados por las subsidiarias de YPFB, en asociación con las grandes compañías petroleras internacionales presentes en el país, así como los avan-ces en materia de desarrollo por parte de empresas como Repsol, Petrobras o Total, son muestras de que existe volun-tad de asumir el proceso de cambio de actitudes en ambos lados.

La lectura que se recoge de la pre-sencia y el discurso del presidente Evo Morales en la clausura del reciente con-greso de las empresas privadas del sec-tor, aglutinadas en la Cámara Boliviana de Hidrocarburos es que pasó, espera-mos, la época de desencuentros entre

la Estado y las empresas internacionales que apuestan con inversión y tecnología al desarrollo del sector y se aguarda una nueva ley que, en la línea planteada por el presidente, se adapte a las necesidades de brindar las condiciones necesarias de seguridad jurídica para la inversión, sin necesidad de hipotecar la dignidad y la soberanía.

El plan de inversiones planteado por YPFB, a través de su presidente, Car-los Villegas, y que fue ‘refrescado’ a los actores de la industria en el congreso mencionado, es ambicioso y se enfoca en la exploración e industrialización, dos factores fundamentales para el crecimiento económico de Bolivia, y se darán si y sólo sí las condiciones para la inversión y el riesgo en proyectos ex-ploratorios y producción de derivados sean garantizadas con un marco legal apropiado, como el que parece venir de manos del Ministerio de Hidrocarburos en los próximos meses.

José Magela, presidente de la CBH, ha mencionado con alguna frecuencia el último año, que “son tiempos mejores” que los vividos después de la naciona-lización y que “hay una buena relación

con el Estado”, ya que “finalmente se ve la luz al final del túnel”; siendo frases que sostienen la política de acercamiento de las empresas con las instancias gu-bernamentales y que han recibido de vuelta las gentilezas expresadas por el presidente Morales en Los Tajibos, hace unos días.

Ahora bien, estos coqueteos de-berán traducirse en la otorgación de algunas áreas reservadas a nuevos con-tratos exploratorios e inversión privada intensiva, para asegurar la producción futura, los contratos externos, la indus-trialización inminente y el incremento de las demandas. Algunos agoreros pronostican aún el fracaso de la po-lítica de hidrocarburos encarada por el gobierno y mientras las empresas parecen alistarse a realizar más nego-cios, porque de eso se trata todo esto finalmente, se aguarda la maduración del marco legal que, encarado de una manera coherente con las señales mos-tradas recientemente, podría aclarar definitivamente el panorama para los inversionistas y colocar al país nueva-mente en la cartelera de la industria energética internacional.

STAFF

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Miguel Zabala Bishop Director

Gazprom lanzó propuesta para almacenamiento subterráneo de gas

Resaltan a los biocombustibles para la inclusión social

Gas Energy Brasil explicó las ventajas del Gas No Convencional

Casa Alemana se constituye en una nueva opción amigable

Destacan proyectos de industrialización competitivos

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2 SEMANAS PARA SOLuCIONAR PROBLEMAS CIuDADANOS

2 Semanas, programa que ayuda al ciu-dadano a solucionar problemas de convi-vencia, con intermediación de autoridades correspondientes, lleva ya 16 programas con 10 episodios al aire. Actualmente se emite todos los sábados por la señal de PAT a las 19:00, con repetición el domingo a la misma hora.

Esta es una propuesta del Programa de Formación Ciudadana del Centro de Estu-dios para el Desarrollo Urbano y Regional (Cedure).

El programa es conducido por el cantau-tor cruceño Ronaldo Vaca Pereira, quien re-cibe las denuncias o reclamos de vecinos de la ciudad sobre distintos problemas, como el ruido de algún boliche, el tráfico, la falta de alumbrado público en su barrio y otros.

El programa recibe denuncias, las evalúa y selecciona. Finalmente, con ayuda de un panel de expertos asesores, las estudia y di-seña una estrategia para llegar a la solución del problema. El vecino que plantea la causa ciudadana compromete su tiempo y esfuer-zo para resolver su denuncia. ▲

Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP - [email protected]

4 1 al 15 de Septiembre | 2010

Los 200 años de aniversario de la gesta libertaria de Cochabamba, encuentran a este departamento

con un avance significativo en proyectos eléctricos e hidrocarburíferos, con que se asegura el impulso a su desarrollo.

Según, el Boletín Estadístico de Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Cochabamba mantiene su pro-ducción hidrocarburífera.

El documento de la estatal petrolera difundido hace poco señala que la pro-ducción de gas natural de Cochabamba de enero a junio del 2010, registró 2,37 MMm3/día (6,37%).

Cochabamba se ubicó como el ter-

cero en producción de gas natural del país.

En el primer semestre de 2010 la pro-ducción de hidrocarburos líquidos fue de 6,81 MBb/día (16,4%), lo que le otorga la segunda ubicación en el país.

Cochabamba se convirtió en el co-razón energético de Bolivia, porque a lo largo de su geografía, se ubicarán seis importantes proyectos del sector eléc-trico, con una inversión de 505 millones de dólares, inyectando 670 MW de po-tencia al Sistema Interconectado Nacio-nal (SIN).

Para el departamento de Cochabam-ba, en el sector eléctrico se desarrollaran seis proyectos entre los años del 2010 al 2020, de los cuales cinco se destinaron a la generación de electricidad con una inversión de 441 millones de dólares.

El último es un proyecto de transmi-sión Cochabamba-La Paz con una inver-sión de 64, 3 millones de dólares y estará operando en el 2013.

Los cuatro proyectos de generación en este departamento se realizarán en

Entre Ríos, ciclo combinado en Entre Ríos, Carrasco, Bulo Bulo y San José.

Los recientes proyectos en el área rural, se dieron en servicios de internet telefonía IP y multimedia, según el Minis-terio de Energía e Hidrocarburos. ▲

En CoChAbAmbA SE ubiCARán SEiS imPoRTAnTES PRoyECToS DEl SECToR EléCTRiCo, Con unA invERSión DE 505 mil millonES DE DólARES, inyECTAnDo 670 mW DE PoTEnCiA Al Sin“ “Empresa Nacional de Electricidad

Se ubicó en el 2010 como el tercer departamento con mayor producción de gas natural del país. En Cochabamba se encuentra el más reciente proyecto termoeléctrico de Bolivia, Entre Ríos, que inyectará 104 MW al Sistema Interconectado Nacional.

biCEnTEnARio

COCHABAmBA fORTALECE SU mATRIZ ELéCTRICA E HIDROCARBURífERA

ESPECIALCOCHABAMBA

TeXTo: LIZZEtt vArGAS O.

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES EN COCHABAMBA

ENERO - JUNIO 2010 (MBbl/día)

DATOS COCHABAMBA

2009 2010

ENE 9,09 7,16FEB 8,65 6,90MAR 8,36 6,83ABR 8,30 6,67 MAY 8,30 6,66JUN 8,12 6,62 PROM 8,47 6,81 % 20,3% 16,4%

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES

(MMm3/día)

DATOS COCHABAMBA

2009 2010

ENE 2,32 2,08 FEB 2,34 2,36 MAR 2,28 2,42 ABR 2,41 2,15 MAY 2,85 2,57 JUN 2,81 2,64 PROM 2,50 2,37

7,25% 6,31%%

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINANATURAL POR DEPARTAMENTO (MBbl/día)

COCHABAMBA CHUQUISACA

TOTAL

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO0,005,00

10,0015,00

20,0025,00

30,00

45,00

50,00

MM

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día

35,00

40,00

SANTA CRUZTARIJA

La Planta Termoeléctrica de Entre Ríos, inaugurada semanas atrás, consolidó el potencial eléctrico de Cochabamba

Fuente: Boletín estadístico 2010, YPFB

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En El PRimER SEmESTRE DE 2010, lA PRoDuCCión CERTiFiCADA DE PETRólEo AlCAnzó 5,00 (mbbl/DiA), miEnTRAS quE lA quE CoRRESPonDE Al miSmo PERioDo En El 2009 llEGó A 5,92 (mbbl/DiA)“ “Boletín Estadístico de YPFB

La producción certificada de petró-leo del país disminuyó en promedio en 0, 92 MBbl/día el primer semes-

tre del 2010 en relación al mismo periodo en el 2009, de acuerdo a datos del Boletín Estadístico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) divulgados re-cientemente.

Asimismo, el informe señala la merma en 0,16 MBbl/día en promedio, de produc-ción certificada de condensado entre ene-ro y junio de este año, en relación al 2009. En cuanto a la gasolina, se registró en el mismo periodo un aumento de produc-ción en 0,71 MBbl/día. En total hubo una declinación de producción de los hidro-carburos líquidos (petróleo, condensado y gasolina) de 0,34 MBbl/día.

La información oficial de Yacimientos, con datos de su Gerencia Nacional de Fis-calización, detalla que en el primer semes-tre de 2010, la producción certificada de petróleo alcanzó 5,00 (MBbl/día), mientras que la que corresponde al mismo tiempo en el 2009 llegó a 5,92 (MBbl/día).

En el caso de la producción certificada

de condensado, en promedio este año se obtuvo 28,63 (MBbl/día), mientras que en el 2009 se llegó a 28,76 (MBbl/dia). En el caso de la gasolina natural, la producción este 2010 en promedio fue de 7,75 (MBbl/día), mientras que en el año pasado se lo-gró 7,04 (MBbl/dia).

La producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural es aquella que es medida en el punto de fiscalización de los campos.

Según YPFB, tanto la producción cer-tificada de condensado, que de enero a junio representa el 69,2 % del total, como la de gasolina natural que representa el 18,7% del total, se encuentran asociadas a la de gas natural, por lo que la producción de condensado como la de gasolina natu-ral alcanzan su valor más alto en el mes de marzo.

En el mes de enero de 2010 la produc-ción total de hidrocarburos líquidos es menor en relación a la de enero de 2009, debido específicamente a que la de con-densado fue menor.

En los meses de febrero, abril, mayo y junio la producción total de hidrocarburos líquidos es similar a la de la gestión 2009 y en marzo de 2010 supera en un 6% a la que corresponde al mes similar del año

pasado.El informe también detalla que los

campos que aportan más a la producción

total de hidrocarburos líquidos son Sábalo y San Alberto, que producen condensado asociado al gas natural. ▲

Según el boletín estadístico de YPFB de enero a junio de este año, los campos que aportaron más a la producción total de hidro-carburos líquidos fueron Sábalo y San Alberto, que producen condensado asociado al gas natural.

En ComPARACión Con El PRimER SEmESTRE DE 2009

2010:LEVE DECLINACIÓN EN PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y CONDENSADO EN EL PAíS

PETRÓLEO& GAS

TeXTo: rEdAccIóN cENtrAL

ENE FEB MAR ABR MAY JUN0,00

5,00

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36,5041,16 41,96 39,31

44,45 44,88

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL

PETRÓLEO CONDENSADO GASOLINA NATURAL TOTAL

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL (MBbl/día)ENERO - JUNIO 2010

PETRÓLEO CONDENSADO GASOLINA NATURAL TOTAL

2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010

ENE 6,18 5,78 27,00 24,05 6,78 6,67 39,97 36,50FEB 5,99 4,89 28,07 28,65 7,14 7,62 41,20 41,16MAR 5,82 4,93 27,21 29,09 6,70 7,93 39,73 41,96ABR 5,84 4,78 27,18 27,01 6,78 7,52 39,80 39,31MAY 5,87 4,84 31,16 31,33 7,49 8,28 44,51 44,45JUN 5,82 4,76 31,92 31,62 7,35 8,50 45,08 44,88PROM 5,92 5,00 28,76 28,63 7,04 7,75 41,72 41,38% 14,2% 12,1% 68,9% 69,2% 16,9% 18,7% 100,0% 100,0%

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO - ENERO - JUNIO 2010

41,16

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MBb

/día

36,50

41,9639,31

44,45 44,88

SURUBÍ**SÁBALO*ESCONDIDO*

SURUBÍ NOROESTE**SAN ALBERTO*BULO BULO*

OTROS CAMPOS***MARGARITA*CARRASCO FW*

TOTALPALOMA**VUELTA GRANDE*

Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPFB




PETRÓLEO & GAS

CiFRAS Al PRimER SEmESTRE 2010

• PRODuCCIÓN BRutA DE GAS. Alcanzó un promedio de 39,58 MMm3/día durante los primeros seis meses de 2010.• PRODuCCIÓN BRutA DE PEtRÓLEO, condensado y gasolina natural alcanzó a

41,72 MBbl/día.• tARIjA.Registró la mayor producción con un promedio de 26,78 MMm3/día (71,23%)• MERCADO, interno y externo recibieron el 94% del total de la producción de GN.

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO (MBbl/día)ENERO - JUNIO 2010

ENE 0,46 0,65 1,84 1,59 1,14 0,71 1,20 1,16 14,11 13,77 6,11 6,39 3,00 2,19 0,99 0,73 1,37 1,11 2,13 1,57 7,61 6,63 39,97 36,50FEB 0,43 0,58 1,79 1,61 1,05 0,67 1,17 1,13 15,22 14,99 6,15 8,23 3,30 3,51 0,95 0,80 1,27 1,07 2,04 1,44 7,84 7,14 41,20 41,16MAR 0,40 0,51 1,75 1,64 1,04 0,64 1,15 1,12 14,73 15,04 5,93 8,60 3,21 3,81 0,93 0,82 1,26 1,05 1,90 1,46 7,41 7,26 39,73 41,96ABR 0,57 0,53 1,67 1,64 1,01 0,60 1,16 1,12 12,83 14,89 7,68 7,28 3,40 3,03 0,90 0,83 1,35 1,01 1,91 1,46 7,33 6,94 39,80 39,31MAY 0,76 0,78 1,68 1,73 0,95 0,56 1,17 1,16 15,14 16,01 9,41 9,40 3,39 4,07 0,97 0,82 1,37 1,00 1,89 1,45 7,78 7,49 44,51 44,45JUN 0,74 0,81 1,69 1,83 0,82 0,52 1,15 1,10 15,53 16,29 9,54 9,58 3,68 4,25 0,97 0,82 1,38 0,94 1,87 1,45 7,71 7,30 45,08 44,88PROM 0,56 0,64 1,74 1,67 1,00 0,62 1,17 1,13 14,59 15,17 7,47 8,24 3,33 3,48 0,95 0,80 1,33 1,03 1,96 1,47 7,61 7,13 41,72 41,38

ESCONDIDO* BULOBULO *

CARRASCOFW *

VUELTAGRANDE *

SABALO * SANALBERTO*

MARGARITA*

PALOMA** SURUBI ** SURUBINOROESTE

**

OTROSCAMPOS

***

TOTAL

% 1,3 1,6 4,2 4,0 2,4 1,5 2,8 2,7 35,0 36,7 17,9 19,9 8,0 8,4 2,3 1,9 3,2 2,5 4,7 3,6 18,2 17,2 100,0 100,0% % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % %

09 10 09 10 09 10 09 10 09 10 09 10 09 10 09 10 09 10 09 10 09 10 09 10

En el primer semestre de 2010 la pro-ducción de gas natural, sujeta al pago del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías y participaciones por campo, alcan-zó un promedio de 37,59 MMm3/día, y en relación al primer semestre de 2009 se incre-mentó en 8,9%.

Esta producción fue entregada en su totalidad a YPFB por las diferentes empresas que operan los campos bajo contratos de operación, incluyendo YPFB Chaco y YPFB Andina, en las que la estatal petrolera cuenta con participación accionaria.

Los campos con mayor producción fue-ron Sábalo y San Alberto, que representan el 34,95% y 25,32% del total respectivamente. Otros campos que tuvieron una producción significativa son Vuelta Grande y Margarita, con el 5,06% y el 5,07% respectivamente,

mientras que la de Bulo Bulo, Tacobo y Yapa-caní, representó el 3,56%, 4,18% y 3,08% del total de gas natural.

Asimismo, la producción del resto de los campos, que incluye a los que tienen volú-menes menores a 0,7 MMm3/día, representó un 18,77% del total.

La producción sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones es la producción medida en punto de fiscalización, más los volúmenes de producción sujetos a penali-dades por quemas.

La producción sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones es menor a la pro-ducción bruta, debido a que ésta última es medida en boca de pozo antes de que se separen los componentes licuables y se reali-cen las actividades de uso de gas como com-bustible en los campos, quema y venteo.

PRODUCCIÓN PROmEDIO DE 37 mmm3/DíA DE GAS NATURAL

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DEIDH, REGALÍAS Y PARTICIONES

0,00

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ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

30,36

37,2738,17

35,00

41,7343,02

SÁBALOMARGARITA

SAN ALBERTOBULO BULO

VUELTA GRANDE

TACOBO

VOLÚMENES DIARIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURALENERO- JUNIO 2010

1 3 5 7 9 11 13 17 19 21 23 25 27 29 31 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 1 3 5 7 9 11 13 15 17 21 23 25 27 29 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

O

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68101214161820222426283032343638

MM

m3/

día

Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPF




AmboS PAÍSES TiEnEn quE hACER invERSionES, boliviA TiEnE quE DESARRollAR loS CAmPoS y ARGEnTinA TiEnE quE hACER El GASoDuCTo“ “Ernesto López, inmediate past president del IGU

PETRÓLEO & GAS

TeXTo: PAOLA MéNdEZ L.

¿Cree que es posible hablar de inte-gración energética entre Argentina y Bolivia?

De lo que se está hablando en este momento no es de una integración, sino de la construcción de un gasoducto que permita a Bolivia venderle gas a Argen-tina.

Cuando hablo de integración ener-gética es en un concepto mucho más amplio en sentido de que los países de la región tengan un organismo que planifique las necesidades energéticas del mercado para que actúen en conse-cuencia en el futuro.

Cada país tendrá su plan a futuro, pero ese plan tiene que estar basado en la integración a largo plazo, en una inte-gración regional, que aumente la flexibi-lidad, la seguridad del sistema y reduzca los costos. Si se hace así, podemos hablar de integración de lo contrario estamos hablando únicamente de proyectos in-dependientes.

¿Cómo evalúa el contrato de compra-venta de gas entre Bolivia y Argenti-na?

Pienso que ambos países tienen que hacer inversiones, Bolivia tiene que de-sarrollar los campos y Argentina tiene que hacer el gasoducto.

Una vez que se haga esto creo que es factible que se cumpla el contrato de compra-venta de gas. El mercado argen-tino es muy desarrollado y cada vez se va a requerir más gas.

¿Argentina cuenta con financiamiento para la construcción del ducto?

Sí, Argentina cuenta con los medios para financiar el ducto, la idea que se tiene es vía fideicomiso. Argentina ha

anunciado que en breve puede volver a los mercados internacionales y en ese caso conseguiría financiamiento para este tipo de proyectos.

Entonces, creo que si bien no está garantizado ese financiamiento del que hablamos, Argentina sí cuenta en estos momentos con condiciones como para

poder financiar este proyecto ya plani-ficado.

¿Existe la posibilidad de que Argentina vuelva a venderle gas a Chile?

Sí, pienso que sí. Argentina importa GNL, gas de Bolivia y Chile importa GNL. Hablamos de integración, porque proba-

blemente el flujo de gas puede ir de Chi-le a Argentina. Argentina podría expor-tar gas al norte de Chile y Chile exportar gas a Argentina vía GNL. Sería lógico que ocurra esta figura.

¿Cree que los volúmenes previstos en el contrato de compra-venta de gas en-tre Argentina y Bolivia son reales?

Es muy difícil de decir. El mercado opera de acuerdo a muchos factores in-ternos y externos. Si la expansión mun-dial aumenta y China sigue creciendo como hasta ahora y Argentina crece en su actividad, probablemente se requiera más gas de lo previsto.

Si hay algunas demoras quizás requie-ra menos gas, pero lo importante es que las cantidades están evaluadas en función de un crecimiento razonable del mercado y mi opinión es que si no son suficientes probablemente haya un desplazamiento hacia los líquidos para subsanar los faltan-tes, pero no va a ser dramático.

Es posible que en Argentina se utilice GNL para suplir esos faltantes de gas y esto quizás lleve a ampliaciones. Consi-dero que estos mercados son dinámicos, si Bolivia tiene más gas se podría am-pliar el ducto.

De momento sólo están previstos entre 20 y 25 millones de metros cúbicos por día. Me parece que es una cifra que Argentina la puede absorber perfecta-mente en los próximos años.

¿Qué opina de la idea que tiene Bo-livia de venderle gas a uruguay y Para-guay vía Argentina?

No sé cómo lo están acordando, me imagino que será vía swaps de gas. Ar-gentina está interesada porque eso le puede ayudar a financiar el gasoducto y vender transporte a Uruguay y Paraguay. Creo que es un proyecto que comple-menta muy bien lo que es la importación de Argentina. ▲

Sugirió que los países de la región tengan un organismo que planifique las necesidades energéticas. También hizo énfasis en el aumento de la flexibilidad, la seguridad del sistema y la redución de costos, pero en base a una estrategia regional.

ERnESTo loPEz / unión inTERnACionAl DEl GAS (iGu)

“ARGENTINA PODRá ExPORTAR GAS AL NORTE DE CHILE Y RECIBIR GNL DE ESTE PAíS”

El ejecutivo destaca el contrato de compra-venta de gas entre Argentina y Bolivia

Foto

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La compañía rusa Gazprom promo-cionó en Bolivia su alta tecnología gasífera en proyectos estratégicos

como el Almacenamiento Subterráneo de Gas (ASG) dada su experiencia en este negocio, que considera rentable.

Georgio Ruban, director del Centro de Almacenamiento Subterráneo de Gas de Gazprom Vniigaz, señaló que el ASG es una unidad técnica dedicada a la transformación de las irregularidades de suministro gasífero en un régimen esta-cionario.

Asimismo, el ejecutivo de Gazprom Vniigaz habló de los proyectos de cons-trucción de los almacenes en países como Polonia, Bulgaria, Eslovaquia, República Checa, Austria, Alemania, Irán y China, donde se ha tenido bastante éxito.

Respecto a las irregularidades en el suministro de gas natural, Ruban dijo que se puede provocar picos en la entrega, alterando la producción en la economía.

Por otro lado, explicó que para el almacenamiento se pueden utilizar los yacimientos agotados de petróleo, mi-nas, acuíferos, cavernas salinas y rocas de granito, entre otros, donde se puede almacenar desde gases como helio hasta emisiones industriales, principalmente CO2, con un aporte importante en la lu-cha contra el efecto invernadero.

Gazprom posee nuevos objetivos para el desarrollo de las tecnologías ASG en el mundo, entre los que se encuentran la creación de almacenamientos tempo-rales para el gas asociado del petróleo y la creación de ASG inteligentes. ▲

La compañía rusa abrió el debate sobre los almacenamientos de gas bajo tierra. Lanzó su tecnología a países como Bolivia.

AlmACEnAmiEnTo SubTERRánEo DE GAS nATuRAl

GAZPROm OfRECE NUEVA TECNOLOGíA


CARACTERÍSTiCAS DEl ASG

• YACIMIENtO. Es artificial y está en ope-ración durante varias decenas de años.• POzOS. La cantidad de pozos normal-mente es mayor que en los campos.• PRESIÓN. Los valores de presión y tem-peratura varían en el diapasón amplio.• ExtRACCIÓN. Se utiliza la inyección y extracción de compresión.

Noruega

Suecia

Finlandia

Estonia

RusiaLatvia

Lithuania

Belorusia

HungríaAustria

Eslovaquia

RepúblicaCheca

Alemania

Din

amar

ca

Holanda

Francia

Suiza

Belgica

Italia

Gran Br

etaña

España

Ucrania

Rumania

Macedonia

Grecia Turkia

Polonia

Esloven

ia

Croacia

Alb

ania

SerbiaBosnia

Bulgaria

PROYECTOS DE CONSTRUCCIÓN DE LOS ASG EN LOS PAÍSES EXTRANJEROS

Fuente: Gazprom Vniigaz

PETRÓLEO & GAS


El gas no convencional o shale gas ame-naza en el mediano y largo plazo a Bo-livia, puesto que se coloca como un

competidor, para las exportaciones de gas natural hacia Argentina y Brasil, apuntó Syl-vie D Apote, socia directora-partner de Gas Energy-Brasil.

La especialista, alertó que Bolivia como importante suministrador de gas para la región tiene una “ventana de oportunidad limitada”.

Explicó que actualmente los mercados naturales de Bolivia son Argentina y Brasil, y ahora están incrementando su capacidad de importación de Gas Natural Licuado.

Mencionó que en Brasil realizan grandes inversiones para incrementar sus reservas y producción doméstica. Además, en Argenti-na se está comenzando a estudiar también esta posibilidad, del gas no convencional.

La expositora brasilera indicó que para que Bolivia pueda ser competitiva en el lar-go plazo frente al gas no convencional, tiene que abrir una ventana de oportunidades para la inversión. “Bolivia tiene que invertir ahora para que en cinco o siete años pueda tener más capacidad de producción para ofrecer a Brasil y Argentina, sino esos dos países en-contrarán alternativas”, afirmó.

Existen grandes recursos de gas no con-vencional en el mundo, con la ventaja que es-tán mucho más distribuidos geográficamen-te que los recursos de gas convencional.

El desarrollo de gas no convencional recién empieza pero ya está delineando un cambio de paradigmas en la industria de gas.El desarrollo de este energético en los EE.UU. pone en juego una nueva fuente doméstica competitiva, que puede desplazar al carbón.

El gas no convencional norteamericano está redefiniendo los equilibrios de oferta y demanda a nivel mundial y se configura

como una nueva variable importante en la definición del precio “piso” del gas.

Hay limitaciones y retos importantes para exportar la experiencia norteamerica-na a otras regiones del mundo, pero hay un gran interés, especialmente en la regiones muy dependientes de importaciones como Europa y Asia. En Latinoamérica, el gas no convencional avanza en Argentina, Colombia y Brasil. En Australia, es el único país donde se produce shale gas.

En Neuquem, Argentina, se está desarro-llando gas no convencional, de tipo tigth gas (gas en arcillas gasíferas y en arenas compac-tas). Allí existen reservas probadas de 20 TCF y ya se están perforando los primeros pozos de shale gas (gas alojado en la roca madre).

En Colombia existen 17 TCF de recursos de coalbed methane in situ, y volúmenes im-

portantes aún no probados de tigth y shale gas. Mientras que Brasil cuenta con la segun-da reserva más importante del mundo de

shale gas. La especialista concluyó que Bo-livia pueda ser competitiva en el largo plazo frente al gas no convencional. ▲

boliviA TiEnE quE invERTiR AhoRA, PARA quE PuEDA TEnER máS CAPACiDAD DE PRoDuCCión, Sino ARGEnTinA y bRASil EnConTRARán oTRAS AlTERnATivAS“ “Sylvie D Apote, directora-partner de Gas Energy-Brasil

Una especialista indicó que Bolivia debe invertir en la producción de GNL, para no perder sus mercados de exportación. En Latinoamérica, el gas no convencional avanza en Argentina, Colombia y Brasil. El único país donde se produce es Australia.

A mEDiAno PlAzo

ADVIERTEN qUE GAS NO CONVENCIONAL SERá COmPETENCIA PARA BOLIVIA

PETRÓLEO & GAS

TeXTo: LIZZEtt vArGAS O.POTENCIAL DE AMERICA DEL SUR

COLOMBIACBM: 17 Tcf de recursos in situ; 7 Tcf recuperablesShale: 30 TcfTight gas: 10 Tcf

BRASILSegundas reservas de shale más grandes del mundoProducción de shale oilANP haciendo sísmica

ARGENTINATight Gas: Reservas probadas en Neuquén de 20 TcfPrimeros pozos de Shale Gas

EL GAS NO CONVENCIONALDEFINICIONES

EL TIGHT GAS PRODUCIDO DESDE HACE 40 AÑOS

TIGTH GAS

▪ Gas de arenas compactas▪ Poca permeabilidad▪ Explotación conocida

SHALE GAS

▪ Gas de esquisto▪ Poca porosidad y permeabilidad▪ Tecnología en desarrollo

COALBED GAS

▪ Gas alojado en yacimientos de carbón▪ Fracturas naturales ▪ Explotación conocida

Fuente: Gas Energy-Brasil

Fuente: Gas Energy-Brasil


Incremento de Producción hasta 18,4 MMm3d

San Alberto - SANInversiones hasta 2015: 542.80 millones de dólaresInversiones 2010: 52.71 millones de dólares

Perforación SBL-7 (2010)Cons. Tercer Tren Planta (2010 - 2011) Perforación SBL-8 (2012)Perforación SBL-6 (2013)Impactos:Producción actual 13,4 MMm3d Producción adicional por revamping 2 MMm3d, llegando a un total de 15,4 (Enero de 2011)Producción adicional de 6,7 MMm3d (Enero 2012), llegando a un total de 22,1 MMm3d

Actividades:

700

600

500

400

300

200

100

02010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

20.000

18.000

12.000

14.000

16.000

8.000

10.000 Bpd

Mpc

d

6.000

2.000

4.000

0

Líquidos

Producción desarrollo

Producción base

El Plan quinquenal de Inversiones de YPFB revela que el campo San Antonio, operado por la compañía brasileña Pe-

trobras, incrementará su producción hasta llegar a los 18,4 MMm3/d.

Según un informe presentado por Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación, para alcanzar esta capacidad de producción se invertirá 52,71 millones de dólares este año. Hasta el 2015 se pretende invertir un to-tal de 542.8 millones de dólares.

En ese marco, el documento indica que este incremento será posible a través de dife-rentes actividades como la perforación SBL-7 en el 2010, la construcción del tercer tren planta hasta el 2011 y la perforación SBL-8 en el 2012, además de la perforación SBL-6 en el 2013.

Actualmente la producción del campo San Antonio es de 13,4 MMm3/d, pero de acuerdo a YPFB la producción adicional por revamping será de 2 MMm3/d hasta el 2011 a fin de producir 15,4 MMm3/d.

“Incrementaremos la producción de gas principalmente a través de la perforación de cuatro pozos petroleros”, subrayó Villegas.

Asimismo, el titular de YPFB hizo referen-cia al plan estratégico de inversiones que el Gobierno Nacional aprobó para llevar ade-lante actividades hidrocarburíferas en el país.

“La política del Gobierno está enmarcada en la producción de gas, pero primero para el mercado interno. Luego se cumplirán los contratos de exportación de gas a los merca-dos de Brasil y Argentina”, explicó el presiden-te de YPFB Corporación. ▲

Para incrementar la producción de este campo se invertirá más de $us 52 millones hasta el 2010 y 542 hasta el 2015.

SEGún PlAn 201o-2015 DE yPFb

PETROBRAS PRODUCIRá 18,4 mmm3/D EN SAN ANTONIO

PETRÓLEO& GAS


PlAn DE ExPloRACión

• RESERvAS. El Plan de Exploración 2010-2020 de YPFB Corporación tiene por objetivo el incremento sustancial de las reservas probadas de hidrocarburos de Bolivia.• PLAN. Incluye 73 áreas de exploración en zonas tradicionales y no tradicionales de hidrocarburos.• ExPLORACIÓN. Pretende licitar todas las áreas libres disponibles en el país.

Fuente: YPFB Corporación

PETRÓLEO & GAS


El 2010 SE SEnTARá lAS bASES DEl PRoCESo DE inDuSTRiAlizACión DE loS RECuRSoS nATuRAlES ESTRATéGiCoS y DE GEnERACión DE vAloR AGREGADo, quE SE GESTARá DESDE lAS REGionES“ “Plan Nacional de Desarrollo del Gobierno

El Plan quinquenal 2010-2015 para in-dustrialización de los recursos ener-géticos, presentado por el Gobierno

Nacional en el Congreso Gas y Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), se basa en ocho polos de desarrollo en di-ferentes zonas del país, aunque inicialmente se dará prioridad a tres proyectos que están aún en fase de estudio. El ministro del sector, Luis Fernando Vincenti, prefirió no hablar de tiempos de ejecución, pero se estima que sólo la construcción de las plantas demore cinco años.

Para asegurar el éxito de su estrategia de industrialización, el Gobierno Nacional, de-cidió acercarse a los privados, por lo que el propio Jefe de Estado, Evo Morales, participó de manera histórica en un congreso de las empresas petroleras, donde les solicitó entre otras cosas, invertir en el país, ofreciéndoles a cambio seguridad jurídica.

Para los primeros tres proyectos avan-zados de industrialización, se cuenta con un presupuesto de 300 millones de dólares, provenientes de los 1.000 millones de dóla-res que el Banco Central de Bolivia (BCB) le prestó a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bo-livianos (YPFB), que se quedará con el resto del empréstito.

Sin embargo, los 300 millones de dóla-res alcanzarán sólo para el inicio, puesto que uno de los “proyectos avanzados”: la instala-ción de una planta de úrea, tiene un costo de 1.250 millones de dólares, dinero con el que no cuenta la recientemente creada Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocar-buros (EBIH). Los otros dos proyectos son: una planta para obtener diesel del gas o GTL (gas to liquid, por sus siglas en inglés), y otra para la instalación de cañerías y accesorios para las conexiones de gas domiciliario.

El Gobierno Nacional no cuenta con el dinero requerido para los planes de indus-trialización, que tienen diseño final, pero se buscará financiamiento, inicialmente en empresas similares de países amigos y luego

en otro tipo de organismos financieros inter-nacionales.

De acuerdo con el Plan Nacional de De-sarrollo 2010-2015, una de las prioridades para este año es “sentar las bases del proceso de industrialización de los recursos naturales estratégicos y de generación de valor agre-gado, que se gestará desde las regiones”, en base a ocho polos industriales.

El polo industrial del centro se localiza en Carrasco - Cochabamba, donde se prevé

instalar plantas de amoniaco, úrea y de gas to liquid (GTL) (15000 BPD) . Asimismo, en el polo industrial del oeste, ubicado en Sica Sica – La Paz se instalará una refinería y una planta petroquímica en base a cracking de nafta.

En el caso del polo industrial del sur si-tuado en Villamontes – Tarija se instalará una planta petroquímica (base etano y propano), de amoniaco y úrea. Luego está el polo in-dustrial del sur oeste ubicado en Uyuni – Po-

tosí, donde se proyecta construir plantas de petroquímica (base etano y propano), GTL, PVC y metanol.

En el caso del polo industrial del Este en el Mutún – Santa Cruz, se prevé alimentar con gas la siderurgia, plantas petroquímicas (base etano), GTL, amoniaco, úrea y nitrato de amonio. Finalmente, en el polo industrial del norte ubicado en Riberalta – Beni, se pre-vé la instalación de una refinería y extrac-ción de aceites. ▲

Aunque está conformada la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos y se afinan los estudios a diseño final de tres proyectos que generarán valor agregado al gas natural, aún no se tienen definidos tiempos de ejecución. Hay expectativa.

PlAn 2010-2015 DEl miniSTERio DE hiDRoCARbuRoS

GOBIERNO SE jUEGA POR INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS Y SE ACERCA A PRIVADOS


1. Polo Industrial del Centro: Carrasco, Cbba.:a) Amoniaco-Ureab) GTL (15000 BPD)c) EE

2. Polo Industrial del Oeste: Sica Sica, La Paz.a) Re�neriab) Petroquímica (base craking de nafta)

3. Polo Industrial del Sur: Villamontes, Tarija.a) Petroquímica (base etano y propano)b) Amoniaco-Urea

4. Polo Industrial de Sur Oeste, Uyuni, Potosi:a) Petroquímica (base etano propano)b) GTLc) PVCd) Metanol

5. Polo Industrial del Este: Mutún, Santa Cruz:a) Hierro (DRI)b) Petroquímica (base etano)c) GTLd) Amoniaco Urea Nitrato de Amonioe) EE

6. Polo Industrial del Norte: Riberalta, Beni.a) Re�neríab) Aceites

1

2

34

5

6

PROYECTOS DE INDuSTRIALIZACIÓN EN CADA POLO

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

PETRÓLEO& GAS


PETRoquÍmiCA ES PoSiblE En boliviA

EL GOBIERNO DECIDIÓ ACER-CARSE A LOS PRIVADOS, POR LO QuE EL PROPIO jEFE DE ESTADO, EVO MORALES, PIDIÓ CuMPLIR CON INVERSIONES Y LES OFRE-CIÓ SEGuRIDAD juRÍDICA

PRoDuCToS

PilARES DE oPERACión DE lA Ebih

APliCACionES DE PRoDuCToS inDuSTRiAlizADoS DEl GAS

Úrea • El consumo de úrea en Bolivia está en constante crecimiento.• Las importaciones de Brasil, Chile, Co-lombia, Ecuador, México y Perú podrían constituir mercados potenciales para la úrea producida en Bolivia, así como mer-cados más lejanos.• La posibilidad de ofrecer úrea a un pre-cio y cantidad altamente competitivo con relación a la producida en la región.Amoniaco• Es posible impulsar la industria local de explosivos para usos productivos, que demanda para su crecimiento volúme-nes adicionales de nitrato de amonio.Polietilenos• Existe un mercado creciente en la im-portación y utilización de productos plásticos en Bolivia (polietilenos, polipro-pilenos y PVC), llegando a 60.000 tone-ladas de productos importados el año 2009.• La diversidad de productos que pueden industrializarse a partir de polietilenos y polipropilenos tiene enorme impacto en el desarrollo de la industria nacional basada en pequeños y medianos mi-croempresarios.• Existe demanda insatisfecha de polieti-lenos en la región. Complejos petroquímicos• La tendencia mundial es desarrollar complejos petroquímicos integrados en lugar de plantas aisladas para optimizar costos de operación e infraestructura instalada.• Permite determinar prioridades en la provisión y utilización de materia prima.• La industrialización del gas en Bolivia deber priorizar el metano, dada su abun-dancia con relación a otros componen-tes del gas natural.

En la gestión 2010 se ha iniciado la ope-ración de la EBIH y en adelante esta empresa desarrollará sus actividades en función a cinco pilares, que permitirán dar operatividad a la industrialización de los hidrocarburos. • El Plan Estratégico Institucional de la EBIH, que contiene el proceso de plani-ficación estratégica de mediano y largo plazo. • Ejecución de proyectos en desarrollo, consistente en completar los perfiles, proyectos de industrialización, estudios de mercado, factibilidad económica, so-cial y ambiental. • Gestión administrativa que comprende la gestión administrativa-financiera de la EBIH y la conformación de su estructura corporativa. • Gestión empresarial estratégica. Desa-rrollo y puesta en funcionamiento de las plantas industrializadoras de hidrocar-buros. • Imagen institucional que comprende el posicionamiento de la EBIH en el escena-rio nacional e internacional.

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) impulsará y garantizará las mejores condiciones para la industrialización del gas natural boliviano.

Amoniaco. Nitrato de amonio (fertilizantes y otros usos como explosivos para la explo-tación minera y construcción vial).

Úrea. Mejora la productividad de las tierras

agrícolas en procura de la soberanía alimen-taria y sirve de alimento para ganado.

Polietileno. El polietileno de baja densidad es utilizado principalmente para elabora-ción de film, envases flexibles y otros, mien-tras que el de alta densidad se usa princi-palmente para elaboración de cestos, cajas, recipientes y otros.Polipropileno. Se aplica como “tappers”

para alimentos, tuberías para transporte de líquidos calientes, juguetes y utensilios varios.

PvC. Se usa para tuberías de saneamiento básico (construcción) y perfiles.

GtL . Producción de combustibles líquidos “verdes” como diésel ecológico a partir del Gas Natural.

Carlos Brenner, director de proyectos de Braskem, indicó que la compañía eva-lúa la posibilidad de encarar un proyecto petroquímico en Bolivia basado en el eti-leno y polietileno.

Destacó el Proyecto Etileno XXI lle-vado a cabo en México, cuyos resultados han sido bastante favorables.

Además, tiene previsto arrancar con una planta de producción de polietileno en base a metanol en Brasil.

CADENA DE VALOR DE PROCESOS PETROQUIMICOS

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Gas Etileno Propileno Producto final

Trabajo de Coordinación - MHEEmpresas que realizan la Ingeniería Conceptual (Documento Base para solicitar Financiamiento)

Financiamiento Empresas Proveedoras de Licencia Tecnológica

Empresas Constructoras de Plantas y Equipos Críticos.

EBIHProyectos de Industrialización del Gas Natural

Complejo de Fertilizantes Olefinas a partir de Metano

Tecnología MTO

Propileno a partir de Metano

Tecnología MTP

Planta de Olefinas a partir de etano (Craker)

Planta de GTL Otros Proyectos (Planta de Metanol, MTBE, Acido Acetico, y Otros)

ESQUEMA DE DESARROLLO DE PROYECTOS DE LA EBIH

PETRÓLEO& GAS



GOBIERNO SE jUEGA POR INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS Y SE ACERCA A PRIVADOS


ES EviDEnTE quE SiEnDo El númERo uno En lA FAbRiCACión DE ExPloSivoS minERoS DE niTRATo DE Amonio, noS FAlTA unA PRoDuCCión PRoPiA En lATinoAméRiCA DE lA mATERiA PRimA“ “Robert MacDonald, Especialista de Orica Nitratos Perú S.A.

Robert MacDonald de la compañía Ori-ca Nitratos Perú S.A, presentó en Santa Cruz, el proyecto de la Planta de Nitrato

de Amonio ubicado en San Juan de Marcona en Perú. Actualmente cuenta con 300 em-pleados y el 60% del mercado peruano de nitrato de amonio.

Orica es una corporación australiana pre-sente en 50 países de los cinco continentes y es única compañía global de explosivos para minería. Es un proveedor clave de las princi-pales empresas mineras del mundo.

Esta empresa producirá nitrato de amo-nio grado industrial, que es la base para la fabricación de explosivos para minería. La compañía es netamente exportadora de este elemento. “Es evidente que siendo el número uno en el producto, nos falta una producción

propia en Latinoamérica”, afirmó el experto. Es así que se proyecta en Perú, la puesta en marcha de una planta de nitrato de amonio con una producción de 300. 000 TM/año, con una inversión estimada en aproximadamen-te 500 millones de dólares.

Explicó que si bien la industria del gas en Perú es emergente, existe una creciente demanda en el mercado de nitrato de amo-nio. En 2008 produjeron 250.000 TM y fue satisfecha por importaciones valuadas en 100 millones de dólares. Además, la minería está creciendo en este país, con una fuerte promoción gubernamental de inversiones. Sin embargo, presentan un déficit de infra-estructura (agua, energía, distribución de gas, y otros) e inexperiencia en conformación de polos industriales y de transporte.

Este proyecto, impulsará en Perú, el desa-rrollo petroquímico, el reemplazo de impor-taciones de nitrato de amonio y la introduc-ción de tecnología de vanguardia. ▲

Empresa australiana producirá 300 mil TM/año de nitrato de amonio en Perú. Fabricante principal de explosivos mineros.

inDuSTRiAlizACión En PERú

INVERTIRáN $US 500 mm EN PLANTA DE NITRATO DE AmONIO

PETRÓLEO& GAS


DINAMICA DE UN CLUSTER

Proveedores de insumos

Canales de distribución

Clientes

Entidades financieras

Organismosgubernamentales

Empresas

Entidades de apoyo

Academia

Proveedores de serviciosempresariales

Proveedores

I&D Apoyo técnico

MÁS EMPLEOMÁS COMPETIVIDAD

MÁS CAPACIDADINSTITUCIONAL

MÁS INGRESOSY RENTABILIDAD

TEJIDO EMPRESARIALFORTALECIDO

CARSELAND(Calgary)

GENEVA(Salt Lake City, UT)

BANCOG(Manila)

BONTANG(Kalimantan)

MARCONA(Nasca, Perú)

EL DORADO(Little Rock, AR)

TERRA(Jackson.MI)

TNC(Bangkok)

KOORAGANG ISLAND(Newcastle)

YARWUN(Gladstone)

MONCLOVA(Monterrey, Mexico)

Plantas de propiedad de Orica

Proveedores de Orica

Proyectos de Orica

Fuente: Orica Nitratos Perú S.A.

Fuente: Orica Nitratos Perú S.A.

Debido a que los derivados del meta-no (metanol y úrea) tienen mercado potencial en los países vecinos y ma-

yor facilidad de transporte, se recomienda a Bolivia dar prioridad a su producción como parte de la política de industrialización del gas natural, sugirió el experto de la Consulto-ra Gas Energy, Carlos Alberto López.

Según el especialista, en el caso de la úrea la región central de Brasil es un destino natu-ral, puesto que existe una elevada demanda para la cadena productiva de alimentos.

Respecto al metanol, también Brasil muestra un consumo atrayente, además de Venezuela y Argentina. Asimismo, explicó que los derivados de etano tienen mayor uti-lización en empresas con fuerte economía de escala y alcance.

De acuerdo al estudio de mercado, presentado por López, en Bolivia se uti-liza derivados de metano como úrea en 14.000 t/a y amoniaco en cantidades muy

pequeñas. Además la producción de deri-vados de etano y propano es de 28.000 t/a de polietilino,14.000 t/a de polipropileno y 18.000 t/a de policloruro de vinilo.

Sin embargo, como para la implantación de un complejo a base de gas natural será necesario considerar, además del mercado boliviano los de los países vecinos.

A la pregunta de ¿Cómo agregar va-lor al gas natural de Bolivia?, el especialista responde que se debe considerar factores claves como: la disponibilidad de materias primas, dimensionamiento del mercado ob-jetivo, precios competitivos (vinculados a los precios de los productos del mercado final), escala y alcance de plantas industriales y tec-nología e innovación.

En este marco, destacó la necesidad de acceder a la materia prima de la industriali-zación, de manera competitiva, puesto que representa el 60 a 70% del costo de produc-ción de los petroquímicos básicos y de los commodities. Indicó que es necesario contar con disponibilidad y garantía para 15 o 20 años, en condiciones predefinidas de cali-dad. ▲

Materia prima de industrialización, representa el 60 a 70% del costo de producción de petroquímicos básicos y “commodities”

PlAnTEAmiEnTo

LA INDUSTRIALIZACIÓN DEL mETANO DEBE SER PRIORIDAD PARA BOLIVIA, SEGÚN ExPERTO

TeXTo: FrANcO GArcÍA

Metanol y Urea: SudaméricaConsumos Aparentes y Tarifas de Importación

PaísMetanol NCM 2905.11.00 Urea NCM 3102.10.10

Consumo Aparente

Tarifas de Importación

Consumo Aparente

Tarifas de Importación

ArgentinaBrasilBoliviaChileVenezuela( )4

206.264576.866

-124.784317.164

12% + 0,5% (*)12% - 0%( )

5%6%5%

1 958.993 3.401.131

14.000 ( )457.738 ( )

93.544

2

3

6% + 0,5% (*)0%0%6%5%

(*) Tasa de Estadística, valor máximo de US$ 500,00 . Excepto para Mercosur, Bolivia y Chile que son exentos(1) Importaciones de metanol provenientes de Chile e Venezuela (100% hoy) tiene II = 0% , definido por Acuerdos(2) Fuente: Ministerio de Desarrollo Productivo y Economía Plural(3) Datos disponibles de 2007(4) Datos disponibles de 2006

POSIBILIDAD DE TRANSPORTE DE ÚREA Y METANOL PARA LA REGIÓN CENTRAL DE BRASIL

Cochabamba

OruroSucre

PotosíTarija

Santa Cruz

Chile

Trinidad

Cobija

Fuente: Gas Energy


Jaime Basurto, director del Grupo Linde presentó lo último en tec-nología para el transporte de Gas

Natural Licuado (GNL), para plantas de perqueña y gran escala.

El grupo empresarial Linde, impartió sus experiencias en instalaciones a esca-la pequeña y mediana carga y transpor-te de GNL, en China, Noruega y Suecia.

El especialista, detalló que en China la capacidad del sistema de almacena-miento de GNL, está diseñado para llenar 100 camiones o contenedores dentro de 16 horas y consiste de seis estaciones de carga de contenedores (fijas en los coches de la plataforma ferroviaria) y cuatro estaciones de carga para camio-

nes. El transporte por carretera dentro de un rango de 4.000 Km, contiene un volumen de almacenamiento de 44m ³ por cada camión, a fin de abastecer las estaciones satélites. Explicó que existe otra forma de transporte de GNL, a tra-vés de barco o camión, que es realizada en Suecia.

Para ello, utilizan equipos claves y unidades modulares para aplicaciones de GNL, así como intercambiadores de calor tipo placa, espiral, cajas frías (cold boxes) y columnas de rectificación. El grupo Linde, tiene clientes también en América del Sur, donde instaló plantas de separación de aire, de procesamiento de gas e instalaciones petroquímicas. ▲

La consultora R. García presentó un estu-dio que da pautas a los gobiernos de la región para trabajar de manera efectiva

en actividades de exploración, pero de me-nera competitiva y permanente.

Raúl García, presidente de R. García Con-sultores S.A., dijo que si las acciones del Esta-do no son previsibles, se reduce el beneficio de incorporar reservas y se eleva el costo de la actividad exploratoria.

“Estamos de acuerdo en que el Estado no puede modificar el riesgo geológico pero sí puede afectar el riesgo político-regulato-rio”, indicó.

Asimismo, explicó que está de acuerdo

en que los impuestos no gravan necesaria-mente la renta, porque igualmente extraen participación y pueden resultar muy distor-sivos.

Respecto a la actividad exploratoria, el ejecutivo señaló que debe existir una política fiscal acorde a las dificultades para encontrar hidrocarburos a fin de reducir costos.

“Se emprende la actividad exploratoria en la medida que los beneficios netos de incorporar las reservas superan los costos esperados de aquella”, aclaró.

Finalmente, acotó que los recursos hi-drocarburíferos generan renta, que en parte es apropiada por el Estado.

ÚLTImA TECNOLOGíA PARA EL TRANSPORTE DE GNL

LOS ESTADOS DEBEN ENCARAR ExPLORACIÓN COmPETITIVA

PETRÓLEO& GAS

Fuente: R. García Consultores S.A. -Argentina

Potencialidad de Demanda de Gas Natural (ARG+BOL+BR+CH+PE+UY)

7

678 11

209

37

132

16 385

367

0,3

115139

050

100150200250300350400

Argentin

a

Bolivia

Brasil

ChilePerú

Uruguay

Total Reg

ión

MM

m3-

día

Dem Actual (2010) Dem Proy (10 años)

Transporte por carretera en un rango de 4.000 km contiene un volumen de almacenamiento de 44 m3 por cada camión

Foto

: Lin

de


4.199.200 horas hombre de trabajo

16.200 toneladas de tubería

96.600 metros de ductos

800.000 horas de máquinas trabajando

562.071 toneladas de equipos en planta

7.793 m2 en construcciones

550 toneladas de estructuras metálicas

15.000 m3 de excavación

20 meses de trabajo

Fase I


SE PRESEnTA unA mAyoR imPoRTAnCiA EConómiCA En lA PRoDuCCiónDE ETAnol, En RElACión Con loS DERivADoS DEl PETRólEo“ “Cinthia Costa da Cabral de la universidad Federal de San Carlos de Brasil

La sustitución de gasolina por etanol en Brasil, en un 15%, genera más de 100 mil empleos y 200 millones de

dólares en compensación total, según la investigación de Cinthia Cabral da Costa de la Universidad Federal de San Carlos-Brasil.

El estudio muestra una elevada ge-neración de empleo en los dos eslabo-nes de la producción de etanol: industria de la caña de azúcar para el etanol.

Actualmente se emplea cerca de 500.000 trabajadores y más de 5,5 veces el sector que emplea a la producción de aceite.

En Brasil 1.139 municipios se dedican

a la producción de azúcar y etanol, en comparación con 196 municipios, dedi-cados a la industria del petróleo y deriva-dos, explicó la investigadora brasilera.

Asimismo, indicó que se presenta una mayor importancia económica con la producción del etanol, en relación con los derivados del petróleo para el desa-rrollo productivo de los municipios en Brasil.

Finalmente, afirmó que estos resulta-dos muestran que las políticas públicas para impulsar el consumo de etanol, tie-nen un beneficio social y económico, al considerar la ubicación y el número de empleos generados. ▲

EL ETANOL GENERA máS DE 100 mIL EmPLEOS EN BRASIL

ENERGÍA RENOVABLE

BIOCOMBUSTIBLE PARA INCLUSIÓN SOCIALSÍNTESIS DE INDICADORES PARA LOS SECTORES ANALIZADOS (2008)

SECTOR UF MUNICIPIOS EMPLEOS ESTABLECIMIENTOS EDAD MEDIA ESCOLARIDAD MEDIACaña de azúcar 24 1.024 *268.334 19.762 33,9 4,2Etanol 25 248 226.513 584 32,9 7,7TOTALCaña y etanol 26 1.086 494.847 20.346 33,6 -Extracción de 22 128 69.100 870 39,3 11,7petróleoDerivados de 24 107 21.186 391 38,4 11,3petróleoTOTALPetróleo 25 196 90.286 1.261 39,1 -

* Número de empleados ponderado por la proporción de caña de azúcar destinada al etanol en la safra 2007/08 A excepción de Argentina, Chile, México, Perú y República Domi-nicana, los demás países de Amé-

rica Latina, incluyendo Bolivia, cuentan con incipientes políticas de promoción de energías renovables, por lo que re-quieren un mayor incentivo estatal para lograr un mayor desarrollo de este sector, según el estudio realizado por Eduardo Zolezzi, consultor del Banco Mundial.

La investigación denominada Ener-gías Renovables, Situación Mundial y en América Latina, basa su medición en pa-rámetros como, tarifa garantizada (“Feed-in-Tariff”), sistemas de cuotas o portafolio de renovables (RPS), subsidios al capital, donaciones, descuentos, rebajas impo-sitivas, a la inversión y otras formas, re-ducción de Impuestos VAT, a las ventas, de regulación, certificados transables de energía renovable (RECs), pagos por producción de energía renovable, medi-ción neta, inversión directa, préstamos o financiamiento públicos, licitaciones pú-blicas de renovables.

Según Zolezzi, a nivel mundial el enfoque más utilizado para el apoyo ta-rifario para las energías renovables es la denominada tarifa “feed-in”, en la cual los proveedores de electricidad están obligados a comprar la que es generada por energías renovables a un precio tec--nológico específico basado en la estima-ción de los costos del productor.

El segundo enfoque más generaliza-do es que el Gobierno provee una tarifa preferencial basada en los costos evita-dos por el comprador.

Aunque este sistema es económi-camente racional, tiene oposición entre quienes apoyan las energías renovables porque a menudo la tarifa no da paso a las tecnologías de mayor costo.

Por otro lado, el estudio también iden-tificó algunos problemas que enfrentan las energías renovables en diferentes paí-ses para su promoción, así como trámites de permisos, autorizaciones o diversas concesiones, y algunas veces complejas, ante diversas autoridades. ▲

Se requiere aplicar políticas de promoción de energías renovables


EVENTOS

El evento contó con una masiva asistencia y con la exposición de reconocidos ejecutivos de diferentes países. Fue destacable el esfuerzo emrpesarial en la muestra paralela de promoción corporativa, productos y servicios. Reporte Energía participó con un stand y premió a los asitentes con un GPS.

EvEnTo. Mas de 300 ejecutivos de diferentes empresas del sector de hidrocarburos y energía participaron del 3er Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2010 en Santa Cruz de la Sierra.

STAnD. Bolinter fue una de las empresas que participó con su stand en el Congreso de la CBH

PARTiCiPAnTES. Ejecutivos de diferentes empresas se dieron cita en el evento.

CONGRESO GAS & ENERGíA EN ImáGENES

Foto

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Reporte Energía participó con un stand como media partner en el Congreso Gas y Energía, organizado por la Cámara Bo-liviana de Hidrocarburos (CBH). En esta oportunidad y con la participación de 400 personas se desarrolló una actividad novedosa, puesto que se sorteó un GPS GARMIN Nüvi y un pasaje a Tarija, que incluye además el pago de la inscripción para participar en el Foro Internacional del Gas (Figas), cuya segunda versión se

realizará el 18 y 19 de noviembre próximo en el Hotel Los Parrales.

El ganador del GPS fue el gerente de SSMS de Gas TransBoliviano (GTB), Wi-lliam Montero, y el acreedor del pasaje a Tarija fue Javier López, jefe de proyectos de YPFB Corporación.

El sorteo permitió aumentar conside-rablemente el número de nuevos suscrip-tores del periódico y tener un contacto directo con los actuales lectores. ▲

REPORTE ENERGIA SORTEÓ UN GPS y un pasaje EN SU STAND

PREmioS. Javier López (izq) ganó un pasaje de AeroSur y William Montero (der) un GPS,


ARTESIMMER

UN NUEVO CONCEPTO HABITACIONAL

CASA AlEmAnA moSTRARá lAS DivERSAS PoSibiliDADES quE SE TiEnEn A DiSPoSiCión PARA DiSEñAR y ConSTRuiR EDiFiCioS Con EFiCiEnCiA EnERGéTiCA y DE unA FoRmA SoSTEniblE“ “Casa Alemana

Con el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Tecnología (BMWi), el Ministerio Federal de Transportes,

Obras Públicas y Urbanismo de Alemania y la Cámara Boliviano-Alemana, la Casa Alema-na, un pabellón de exposiciones móvil de las iniciativas de energías renovables y eficiencia energética de Alemania, estará presente en la Expocruz 2010.

Según la Casa Alemana, se trata de un prototipo de casa energéticamente eficien-te que está realizando un tours de 16 meses por 13 ciudades latinoamericanas, mostran-do nuevas tecnologías para la construcción de viviendas y el abastecimiento energético mediante el aprovechamiento solar y otras técnicas de construcción futuristas.

Durante su participación en esta muestra ferial, Casa Alemana mostrará las diversas po-sibilidades que se tienen a disposición para diseñar y construir edificios con eficiencia

energética, y de una forma sostenible. Alemania se ha constituido en un refe-

rente de innovación energética, hasta el 2008 el 15% del consumo provenía de fuentes re-

novables, para el 2020 se espera que la cifra alcance el 30% y para el 2030 un 50%.

Se informó que durante la presencia de la casa en Expocruz, se realizará un panel sobre

este tipo de soluciones al impacto ambiental, en la que participará la consultora de seguri-dad y medio ambiente Safety vIntegral Solu-tions, junto a otros expertos del área. ▲

La Casa Alemana exhibe la tecnología de vanguardia en energía renovable, que ya puede ser utilizada en mercados como el boliviano. Cuenta con 300 millones de dólares, pero se busca más financiamiento. Tendrá un stand en la Expocruz 2010.

ConSTRuCCión Con EFiCiEnCiA EnERGéTiCA y SoSTEniblE


PETRÓLEO& GAS

La vivienda sostenible que se adapta a la realidad boliviana. Este es un ejemplo que podría ser aplicado en el corto plazo en el país

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En lA ACTuAliDAD ExiSTEn DoS millonES DE boliviAnoS quE no CuEnTAn Con El SERviCio EléCTRiCo y oTRo monTo SimilAR quE Sólo ACCEDE A ESE DERECho yA SEA PoR hoRAS o DÍAS“ “Rafael Alarcón, gerente general de Ende

Fuente: Ende

La Empresa Nacional de Electricidad (Ende), mostró sus proyecciones de inversión para los próximos 10

años, que ascienden a 9 mil millones de dólares, en proyectos de transmisión y generación.

Al respecto, el gerente general de Ende, Rafael Alarcón, señaló que siguien-do la política de incrementar la presencia estatal en el sector, el objetivo es lograr que todo el país esté enlazado al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Por otra parte, la autoridad de Ende indicó que en el tema de inversiones, sólo para los proyectos orientados hacia la generación de electricidad se requiere 1.367 millones de dólares.

Para los megaproyectos, que permi-ten pensar en la exportación de la ener-gía, el monto de inversión aumenta hasta 7.591 millones de dólares y 184.3 millones de dólares para los programas de desa-rrollo que están en ejecución.

Alarcón destacó algunos proyectos que permitirán incrementar significa-tivamente la oferta eléctrica como la instalación de una planta geotérmica en Laguna Colorada, además de la hidro-eléctrica Misicuni y la termoeléctrica de Entre Ríos.

Ende también tiene previsto impulsar proyectos en energía renovable como explotar el potencial eólico en el alti-plano y en Viru Viru (Santa Cruz), iniciar exploración de recursos geotérmicos en el Sajama y en el sur cruceño, además de biomasa en el norte boliviano.

“Está claro que nos falta mucho dine-ro y esto es una oportunidad de inversión en condiciones en las que se respete la Constitución, donde el Estado, para hacer sociedades, debe tener el control mayori-tario”, apuntó.

De acuerdo con las proyecciones de Ende hasta finales del próximo año, ocho departamentos (La Paz, Oruro, Cocha-bamba, Chuquisaca, Santa Cruz, Potosí, Pando y Beni) estarán conectados al SIN,

La Laguna Colorada, hidroeléctrica Misicuni y la termoeléctrica Entre Rios, permitirán incre-mentar la oferta eléctrica. En el 2011, ocho departamentos estarán conectados al SIN.

hASTA El 2020

ENDE INVERTIRá $US 9 mIL mILLONES EN ELECTRICIDAD

ELECTRICIDAD


gracias a los proyectos que se desarro-llan. “A finales de 2011 serán ocho los departamentos interconectados con sus ciudades capitales al SIN. Esperamos que en ese mismo periodo Tarija y el Chaco también estén interconectados”, mani-festó.

En la actualidad existen dos millones de bolivianos que no cuentan con el servi-cio eléctrico y otro monto similar que sólo accede a ese derecho ya sea por horas o días, añadió.

“En este momento se puede hablar de una oferta eléctrica nacional de 1.300 MW, que garantiza el suministro” sostuvo. ▲

La línea Caranavi –Trinidad, está en las pruebas finales de “energización” para el enlace al Sistema Interconectado Nacional (SIN), con lo que se suministrará próximamente electricidad a San Ignacio de Moxos.

La ejecución física de ésta línea, fue terminada a principio de diciembre del año pasado, pero presentó problemas con el único contrato que se firmó para una de las subestaciones. Uno de los equipos registró fallas a la hora de insta-larlo, lo que provocó un desperfecto que se materializó en la falla de un reactor. En esta instancia, se evita la elevación sustancialmente del voltaje al final de la línea y el mantenimiento de los paráme-tros adecuados.

El equipo dañado fue reparado en fábrica y actualmente está siendo so-metido a pruebas de energización en la zona.

En este sentido, “Trinidad puede es-tar tranquila, porque tendrá suministro de energía conectado al Sistema Interco-nectado Nacional”, dijo Peredo.

En los meses de marzo y abril se co-

nectaron a través de esta línea al SIN, las poblaciones de Yucumo, El Palmar y San Borja. Ahora con el reactor habilitado estará enlazado a San Ignacio de Moxos, actualmente en prueba final.

Respecto, a la Planta Térmica del Sur, se va a inyectar aproximadamente 120 MW al SIN, con la ayuda de la interco-nexión de Tarija.

Ésta interconexión, se encuentra en ejecución con llegada de conductores, ferretería de línea, suministros y está en fase de construcción. La inversión aproxi-mada es de 52 millones de dólares, y se espera que inicie su funcionamiento el segundo semestre del 2011.

PROYECTO INVERSION MMUSD INVERSION MMBs ETAPA

Proyecto Caranavi – Trinidad (Transmisión y Distribución)

Proyecto de Generación Termoeléctrica Entre Ríos

Proyecto de Transmisión Tarija - SIN

Proyecto Múltiple Misicuni

Proyecto de Generación Termoeléctrica del Sur

OFID

TOTAL

38,25

86,00

52,00

114,10

120,00

15,00

425,35

270,43

608,02

367,64

806,69

848,40

106,05

3.007,22

En operación parcial

En operación

En ejecución

En ejecución

En ejecución

Por ejecutar

“SAn iGnACio DE moxoS RECibiRá ElECTRiCiDAD DEl Sin“

Roberto Peredo, viceministro de Electricidad

Fuente: Ende

Foto

: Edu

ardo

Zab

ala

Repo

rte

Ener

gía

TIPO DESCRIPCIÓN POTENCIA EFECTIVA (MW)

INVERSIÓN MMUS$ ESTADO ENTRADA EN

OPERACIÓN

ENTRE RIOS 100,0 86,0 Operación CBBACICLO COMBINADO GUARACACHI 82,0 80,0 Ejecución SCZ

TRASLADO DE DOS UNIDADES FRAME 5 24,0 4,0 Factibilidad LP

TERMOELECTRICA DEL SUR 120,0 90,0 Ejecución TARCICLO COMBINADO ENTRE RIOS 50,0 50,0 Pre Factibilidad 2012 CBBACICLO COMBINADO SUR 60,0 60,0 Perfil TARCICLO COMBINADO CARRASCO 60,0 60,0 Perfil CBBALAGUNA COLORADA 100,0 297,0 Factibilidad POTMISICUNI 80,0 100,0 Ejecución CBBACICLO COMBINADO BULO BULO 50,0 50,0 Perfil 2014 CBBATERMOELECTRICA CHUQUISACA 100,0 86,0 Perfil 2014 CHUSAN JOSÉ 130,0 195,0 Factibilidad 2015 CBBAMIGUILLAS 250,0 375,0 Perfil 2016 LPTOTAL MM $US 1367,0

DESCRIPCIÓNPOTENCIA

EFECTIVA (MW)INVERSIÓN

MMUS$ ESTADO ENTRADA EN OPERACIÓN LOCALIZACION

CACHUELA ESPERANZA 990 2191,4 Diseño Final 2018 BENCOMPLEJO HIDROELECTRICO RIO GRANDE 3000,0 5400,0 Perfil 2020 SCZ/CHU/CBBATOTAL MM $US 7591,4

TIPO DESCRIPCIÓN LONGITUD (KM) INVERSIÓN MMUS$ ESTADO ENTRADA EN

OPERACIÓN LOCALIZACION

CARANAVI - TRINIDAD 370,0 38,3 Operación/Parcial 2010INTERCONEXIÓN TARIJA AL SIN 252,0 52,0 Ejecución 2011CHACO -TARIJA 120,0 30,0 Diseño Final 2012COCHABAMBA - LA PAZ 280,0 64,3 Diseño FinalCARRASCO - MISICUNI 200,0 40,0 FactibilidadCHIMORE - SAN IGNACIO DE MOXOS 250,0 50,0 Factibilidad 2015TOTAL MM $US 184,3

2013

TRAN

SMIS

IÓN

2013

GENE

RACI

ÓN

2010

2011

reporte energía edición nº 41

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