reporte energía edición n° 72

El auge de la demanda internacional del tan-talio elevó el precio de la tonelada hasta $us 90 mil, lo que motivó el interés de empresas

mineras en Bolivia de ejecutar ta-reas de exploración y explotación.

El Plan Óptimo de Expansión del SIN (POES) 2012-2022 apuesta por diversificar la matriz energética del país, poniendo a los recursos

renovables como principales ge-neradores de electricidad.

Se anunció que en dos meses más se contratará una empresa para el estudio de mercado (trading) para el proyecto Urea - Amoniaco, que tiene financiamiento exclusivamente estatal. En el caso de Etileno - Polietileno se contará con un socio privado que efectuará la Ingeniería, Procura y Construcción (IPC).

minería

electricidad

Ypfb abandona gtl Y ejecuta otros dos proYectos de industrialización

se reactiva interés por explotación de tantalio en el oriente boliviano

proYectos eléctricos renovables ahorrarán anualmente $us 213 mm

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p. 10-11La Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de

YPFB Corporación, afirmó a Reporte Energía que la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos solo desa-

rrolló la Ingeniería Conceptual del proyecto Urea - Amoniaco, que

además tuvo que ser actualizada, mientras que en los otros estudios de plantas su avance fue ‘cero’. El de Gas a Líquidos quedó en statu quo porque se mostró que actualmente es inviable porque ‘el Ca-pex (inversión de capital) es alto y la tecnología no es probada’.

Precio en BoliviaBs. 10

Nro. 72Del 16 al 29 de

Febrero de 2012

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

‘en el 2011 el índice de disponibilidad del gasYrg fue del 100 por ciento’

Según Claudia Cronembold, gerente general de Tran-sierra SA, se invirtió el año pasado $us 2.6 MM en man-

tenimiento del gasoducto que operan. Ne-gocian la compresión del gas de Margarita.

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Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

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Precio del gas bolivianopara Argentina

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PRECIO DEL GAS A FEBRERO 2012 UnA vEtERAnA InGEnIERA tECnóCRAtA dIRIGE Los dEstInos dE LA PodERosA PEtRoBRAs

UnA vEtERAnA InGEnIERA tECnóCRAtA dIRIGE Los dEstInos dE LA PodERosA PEtRoBRAs

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316 al 29 de Febrero | 2012

la estocada al gtl

lo Último editorial director : MIGUEL ZABALA [email protected]

CAjA DE PETROBRAS EN 2011 ALCANzÓ R$ 62.246 MILLONES

ExITOSOS TALLERES EN MEDICIÓN DE huELLA DE CARBONO

juAN CORNEjO NuEvO DIRECTOR EjECuTIvO DE LA ANP

A finales de los noventas empezó a conocerse en Bolivia acerca de la existencia de un proceso denomi-

nado Gas To Liquids (GTL), ó el proceso de transformar químicamente el gas en diesel, gasolinas y GLP con bajo contenido de azufre, es decir un diesel limpio, de ba-jísimas emisiones de gases contaminantes por su combustión y de alta cotización en mercados comprometidos con la reduc-ción de gases de efecto invernadero (GEI), como algunos países europeos, Japón y otros.

Qatar, uno de los países con las mayo-res reservas de gas del planeta, se tomó en serio la tecnología Fisher-Tropsh (FT) y em-prendió la carrera del GTL que lo llevaría a convertirse en el país emblema del GTL por contar con las mayores inversiones en proyectos como el Oryx GTL, un joint venture entre Qatar Petroleum, la com-pañía petrolera nacional y Sasol-Chevron, la compañía sudafricana que apostó por la tecnología FT en una planta de 34.000 BPD, utilizando unos 330 MMMCD de gas, además de Perl GTL, un emprendimiento de Qatar Petroleum y Shell que producirá

hasta 140.000 BPD de productos de GTL, utilizando unos 45 MMMCD de gas natural qatarí.

Qatar estará produciendo en 2012 unos 177.000 BPD de GTL procedente de las dos plantas, convirtiéndolo en el líder indiscutible de producción de combusti-bles bajos en emisiones de GEI.

Por otro lado, la planta de Sasol de 160.000 BPD, ubicada en Secunda, Sudáfri-ca, es otro modelo exitoso del GTL que no puede dejarse de lado en este escenario.

Por lo hecho en Qatar, podemos decir que el proceso ha tenido su éxito en un país con abundantes reservas de gas (896 TCF’s) y un modelo de negocios en el que el estado es dueño de las reservas y osten-ta el 51% del negocio, pero cuenta con un marco adecuado y atractivo para socios externos.

El modelo propuesto por GTL Bolivia a principios de los 2000, adoptaba un valor bajo en relación con el precio actual de ex-portación al millón de BTU de gas natural, y se sustentaba en las reservas certificadas hasta diciembre de 2004 por DeGolyer & MacNaughton y validadas en 2005, de 26,7

TCF’s. Aunque hasta entonces se habían especulado cifras de hasta 53 TCF’s de reservas en Bolivia y se publicitaba al país como el poseedor del “50% de las reservas de gas natural de la región”, siendo “la se-gunda reserva después de Venezuela”.

Al caerse o más bien desinflarse esas cifras, el modelo propuesto para la pro-ducción de GTL, es decir para la industria-lización del gas, se vino abajo con ellas ya que no es posible competir con los pre-cios del gas de exportación y habría que perder la razón para subvencionar el gas en un proyecto que requiere de un bajo costo del gas y grandes volúmenes para ser viable.

Ahora bien, el proyecto de úrea-amo-niaco que dice emprenderá YPFB para cumplir con la promesa de industrializa-ción del gas natural, aún está en entre-dicho porque al decir de serios expertos los números no cierran en el modelo de Pequiven y habría que revisarlo para no construir un elefante blanco.

Por lo que al GTL respecta, habrá que esperar otros tiempos. Por ahora está en-terrado oficialmente. ▲

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Chuquisaca fija prioridades para futuras regalías; Tarija calla Proyectos de tres empresas petroleras con trabas en consulta y participación

Plantean nueva tecnología para transporte de GNC a zonas aisladas Widman crece y lanza nueva línea de aceites y filtros de última tecnología

María Das Gracas Foster, la primera mujer a la cabeza de Petrobras

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MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

DE LANACIONAL

ASOCIACIÓN

PRENSA

Miguel zabala Bishop Director

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

Petrobras informó que la generación ope-racional de caja, medida por el EBITDA, au-mentó un 5% frente a 2010. El ingreso neto en 2011 fue de R$ 33.313 millones, un 5% inferior al que se registró el año anterior.

En Brasil, las reservas probadas de petró-leo se situaron en 15,71 mil millones de boe (barriles de petróleo equivalente). El índice de Reposición de Reservas (IRR) se situó en 152% y la relación reserva-producción en 19,2 años. Por vigésimo año consecutivo, la Compañía mantiene un IRR en Brasil por encima del 100%, se señaló en un comunicado.

Con el objetivo de impulsar el conoci-miento y comprensión en organizaciones públicas y privadas, tanto del sector manu-facturero como de servicios, sobre prácticas existentes para alcanzar desarrollo sostenible mediante la aplicación de la familia de normas NB/ISO 14064 Gases de Efecto Invernadero, se dictó talleres gratuitos en 4 ciudades del país.

El evento fue organizado por el Instituto Boliviano del Normalización de Calidad (Ib-norca) y la consultora Servicios Ambientales SA, con el apoyo de CAF – Banco de Desarro-llo de América Latina.

La Asociación Nacional de la Prensa (ANP), que agrupa a 21 medios de comunicación im-presos de Bolivia, informó que el periodista Juan León Cornejo fue designado y asumió funciones como director ejecutivo de la ins-titución, de conformidad a los estatutos que la rigen.

Cornejo es un periodista de larga trayec-toria profesional en Bolivia y en el exterior como corresponsal de prensa internacional y comunicador especializado en imagen corpo-rativa. Reemplaza en las funciones al fallecido periodista Juan Javier Zeballos.

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PETRÓLEO & GAS

zos y presupuesto, prueba de ello es que tenemos una gestión positiva al respecto.

¿De qué manera se desempeñó el área de operaciones en el 2011?

Tuvimos un excelente año. El índice de disponibilidad fue del 100 por ciento del gasoducto (Gasyrg) que operamos y no se tuvo contratiempos operativos en la actividad de transporte. La inversión se destinó al área de mantenimiento por-que no tenemos proyectos nuevos y fue

ejecutada a cabalidad. Se transportó en promedio un volumen 16.9 millones de metros cúbicos de gas al año.

¿Qué actividades de mantenimiento importantes realizaron?

En realidad en esta industria lo prin-cipal es hacer el mantenimiento preven-tivo para no tener problemas mayores. En nuestra planta de compresión tenemos tres turbinas, y de acuerdo al contrato con el fabricante, se destinó $us 2.3 millones

¿Qué significa para Transierra SA ha-ber alcanzado 9 años sin accidentes con pérdidas de días?

Es de gran importancia. El principal compromiso que tiene Transierra con sus funcionarios es garantizar un empleo seguro, creando el procedimiento, el am-biente y las condiciones para que todos podamos trabajar, no solamente precau-telando el medio ambiente y sus instala-ciones, sino también la vida de nuestros trabajadores. Estos 9 años son una mues-tra de que la cultura de seguridad, de pre-vención y de correcta evaluación de los riesgos fue implementado con éxito en Transierra.

¿De qué manera se logra cumplir este objetivo?

El principal aspecto es el liderazgo con el ejemplo y el compromiso de co-locar realmente la seguridad en primer lugar. Hay varios comportamientos que estimulan a los trabajadores. Más allá de los procedimientos, certificaciones, ca-pacitaciones que se dan, solamente se logra este objetivo cuando las personas incorporan a la seguridad como un valor, cuando efectivamente se tiene ello como prioridad.

Para llegar a ese nivel de cultura o conciencia se necesita un liderazgo claro, especialmente cuando hay un conflicto de interés, cuando se tiene un plazo y presupuesto que cumplir y se tiene que afrontar algún problema de seguridad.

Ahí tengo que saber qué es primero: el presupuesto, el plazo, o la seguridad. Para nosotros primero está la seguridad de nuestros trabajadores y del medioam-biente. Ante la duda pare.

Obviamente estimulamos y hacemos todo lo posible para cumplir con los pla-

El presupuesto de inversión del año pasado fue de $us 2.6 millones que corresponden a un 95% de ejecución, monto desti-nado mayormente para mantenimiento del gasoducto que opera. Negocian la compresión del aumento de gas de Margarita.

ClAUDiA CRonEMBolD, GEREnTE GEnERAl DE TRAnSiERRA SA.

‘9 años sin accidentes muestran exitosa aplicación de la cultura de seguridad’

teXto: FRAnCo GARCíA s.

“ “NuESTRO MAyOR DESAFíO ES MANTENER LA DISPONI-BILIDAD y SEGuRIDAD EN EL TRANSPORTE DE GAS. TENE-MOS EL COMPROMISO DE BRINDAR EL 100% DEL TIEM-PO DISPONIBLE y DE TRANS-PORTAR EL GAS DE MANERA SEGuRA y CONFIABLE

CuANDO hAy uN CONFLIC-TO DE INTERÉS, TENGO quE SABER quE ES PRIMERO: EL PRESuPuESTO, EL PLAzO, O LA SEGuRIDAD. PARA NO-SOTROS PRIMERO ESTá LA SEGuRIDAD DE NuESTROS TRABAjADORES y EL RESPE-TO AL MEDIO AMBIENTE“ “

para mantenimiento de una de las turbi-nas, mediante un overhaul que se hace cada 30 mil horas.

Otro tipo de mantenimiento impor-tante que hacemos se ejecuta en los ríos y quebradas, precautelando que no se desborden y causen erosión por la zona donde pasa nuestro ducto. De esta mane-ra se efectuó trabajos en el río Pilcomayo, reforzando la ladera en ambos lados.

¿Y las inversiones? El presupuesto invertido fue de $us

2.6 millones que corresponden a un 95 por ciento de ejecución.

¿Cuánto se invertirá en 2012 y en que proyectos o actividades?

En este año las inversiones son me-nores porque la principal actividad es el mantenimiento del ducto (Gasyrg) y eso se hace cada 30 mil horas. No tenemos que ejecutarlo nuevamente en este año y también se ha estado invirtiendo en el río. Entonces no vamos a efectuar trabajos tan importantes como los otros años.

Estamos con un proyecto de amplia-ción para ver si comprimimos el gas de Margarita, pero aún está en discusión y negociación. Ellos necesitan comprimir su gas para meterlo al sistema ya sea a nues-tro gasoducto o al de YPFB Transporte y nosotros estamos muy bien posicionados porque tenemos nuestras instalaciones en Villamontes. Tendríamos que hacer al-guna inversión para atender ese gas, pero todavía no sabemos si vamos a hacernos cargo de este proyecto.

¿Cuál es la meta de Transierra en este año?

Nuestro mayor desafío es mantener la disponibilidad y seguridad en el trans-porte de gas. Tenemos el compromiso de brindar el 100 por ciento del tiempo disponible y de transportar el gas de una manera segura y confiable a destino. ▲

Es ingeniera industrial titulada en la UAGRM. Trabajó en consultorías, luego en el Banco Económico. Posteriormente ingresó a Petrobras, cursó un MBA de gestión de negocios internacionales en Río de Janeiro y fue destinada por Petrobras como gerente de pre-supuesto y evaluación de proyectos para todo el área internacional en Río de Janeiro. Luego efectuó un programa de desarrollo de liderazgo en la universidad de Harvard y fue promovida a directora corporativa de Petrobras en Colombia. Actualmente ocupa el cargo de gerente general de Transierra SA.

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PETRÓLEO& GAS

“Vamos a destinar estos nuevos recursos a educación, salud, infraestructura y construcción de carreteras, que son priori-dades para el departamento”, indicó Juan Luis Vera, secretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Chuquisaca.

TARiJA AGUARDA RESUlTADoS DE ESTUDioS

chuquisaca fija prioridades parafuturas regalías de margarita

Se desconocen aún los resultados del o los estudios técnicos que deter-minarán si existe conectividad en el

campo Margarita entre Tarija y Chuquisa-ca, pero este último departamento tiene claro el destino de las futuras regalías para su departamento.

“Una vez que finalice el estudio técni-co tendremos el factor de distribución del megacampo, lo que dará solución al con-flicto entre hermanos chuquisaqueños y tarijeños. Vamos a destinar estos nuevos recursos a educación, salud, infraestruc-tura y construcción de carreteras, que son prioridades para el departamento”, indicó Juan Luis Vera, secretario de Hidrocarbu-ros del Gobierno Departamental de Chu-quisaca.

En una entrevista con Reporte Energía, Vera mostró su optimismo por los futuros resultados del estudio técnico que, según él, “mostrarían la relación y conectividad, georeferenciación y la determinación del factor de distribución de regalías del me-gacampo Margarita”.

Por su parte, Dino Beltrán, secretario de Hidrocarburos del Gobierno Departa-mental de Tarija, prefirió no emitir declara-ción alguna sobre los proyectos que tiene en lista para este año y que dependen directamente de las regalías hidrocarbu-ríferas.

De acuerdo con el informe 2011 de YPFB Corporación por concepto de pago de Regalías, Participación e Impuesto Di-recto a los Hidrocarburos (IDH) Tarija reci-bió $us 283 millones, el mayor monto por distribución de regalías departamentales. A diferencia de Chuquisaca que alcanzó a $us 19 millones.

Al respecto Vera, señaló que cierta-mente “los ingresos para su departamen-

to ascenderán vertiginosamente si el es-tudio determina que existe conectividad entre el megacampo Margarita y el de Huacaya, pero el monto se determinará una vez concluya el estudio”.

El 3 de febrero YPFB firmó la resolu-ción 033-12, donde señala que las gober-naciones de Tarija y Chuquisaca podrán realizar observaciones al estudio técnico sobre el campo Margarita que realizará la empresa Gaffney Cline y Associates, resul-tado de un acuerdo tripartito firmado en el mes de enero.

El secretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Chuquisaca indicó que después de este convenio consensuado entre ambos departamentos, solo resta efectuar el seguimiento respectivo a los avances de las diferentes etapas del es-

tudio.Según el acuerdo, una vez YPFB viabi-

lice la firma del contrato con la empresa consultora, a partir de ese momento sólo restaría esperar los 55 días que demanda-rá la realización del estudio en todas sus etapas.

El conflicto entre Tarija y Chuquisa-ca se inició hace varios años y se agravó después de la presentación de un informe elaborado por la operadora de Margarita denominado “Conectividad de Campos”, el cual señala que en el reservorio Hua-mampampa H1b, existe evidencia de la conectividad entre Margarita y Huacaya, razón por la cual se espera que se determi-ne si existe tal conectividad y por lo tanto el porcentaje de regalías hidrocarburíferas que le correspondería a cada región. ▲

teXto: LIZZEtt vARGAs o.

Continúa la disputa entre Chuquisaca y Tarija por el destino de las regalías del megacampo Margarita.

UBICACIÓN. La ubicación geológica compartida o exclusiva del campo ga-sífero Margarita tiene como puntos lími-tes fronterizos a las poblaciones de Pa-los Blancos y Huacaya que pertenecen a ambos departamentos. Está ubicado en el lineamiento estructural de Tapekua (Caipependi).ACUERDO TRIPARTITO. El 26 de enero se firmó el acuerdo entre Tarija y Chu-quisaca. Se determinó que Tarija con-trate su propia empresa para hacer el respectivo estudio y de manera paralela YPFB siga con el mismo proceso por medio de otra empresa especializada en el tema.

CAMPo MARGARiTA

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Ypfb congela el gtl; avanza en amoniaco - urea Y etileno - polietileno

ESTAMoS ACElERAnDo loS TiEMPoS y hACiEnDo loS AJUSTES nECESARioS PARA RECUPERAR El ‘TiEMPo PERDiDo’, qUE no FUE PERDiDo ToTAlMEnTE PoRqUE SE hiCiERon AvAnCES iMPoRTAnTES“ “Gerson Rojas, gerente nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB

PETRÓLEO & GAS

El proyecto de industrialización de Gas a Líquidos (GTL) será archivado hasta que mejoren las condiciones

para su viabilidad, afirmó el gerente nacio-nal de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB Corporación, Gerson Rojas, en una entrevista concedida a Reporte Energía.

Sin embargo, los proyectos Urea - Amoniaco y Etileno y Polietileno seguirán su cronograma de implementación por-que de acuerdo a la ingenería conceptual efectuada tienen mejores posibilidades de ejecutarse con éxito, añadió.

En decir, de los diferentes proyectos que anteriormente estaban a cargo de la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH) y que ahora son gestionados por la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de Ya-cimientos, solo dos quedan en vigencia, fruto de una evaluación realizada.

¿Cuál es el avance que se tiene de los diferentes proyectos que están a su cargo?

Se está empezando con el movimiento de suelos en Río Grande. Ese es el avance que se tiene luego de la interrupción por el tema de la TCO Tacobo Mora. En el caso de Gran Chaco se empieza con similar labor desde el 15 de marzo. A su vez ya se lanzó la convocatoria del proyecto Amoniaco Urea y se realizó la reunión de aclaración con consultas escritas de acuerdo a crono-grama disponible en la web.

Respecto al proyecto Etileno Polietile-no salió la segunda convocatoria para el estudio de ingeniería conceptual. Espera-mos tener buen resultado en esta segunda oportunidad, puesto que hemos hecho al-gunos ajustes para obtener mejores resul-tados. En lo que se refiere a LNG estamos entrando a directorio para aprobar el inicio del proceso de contratación del IPC. Bási-camente esos serían los cinco proyectos.

¿Qué pasó con la primera convocato-ria del proyecto Etileno - Polietileno?

La primera fue declarada desierta. Tuvimos un pequeño problema con la normativa porque no permite que las empresas que se van a hacer cargo del IPC también hagan estudio de ingenie-ría.

Ese es un tema difícil porque las em-presas de renombre en el área de indus-trialización son 5 o 6, por lo que su parti-cipación quedaba vetada. Por esta razón se ha trabajado un reglamento que abre esta posibilidad y ahora esperamos te-ner mejores resultados.

Respecto a la inversión prevista en 2011, ¿Cuánto se ejecutó?

$us 1.370 millones, que bordea el 99 por ciento del total presupuestado.

¿Y para este año?Alrededor de $us 1.400 millones.

¿En el caso de la demora en el inicio de obras civiles en Río Grande, que se hará para cumplir con el cronograma inicial?

Estamos acelerando los tiempos, ha-ciendo los ajustes necesarios para recupe-rar el “tiempo perdido”, que no fue perdido totalmente porque se hicieron avances importantes en la procura y también en el prefabricado de los módulos en los que tenemos buen avance. Si bien la obra no se empezó, pero otros aspectos sí. Por ejem-plo, están llegando a Arica esta semana los generadores.

¿Cuál es el mayor desafío para uste-des en este año?

En realidad el desafío es cumplir la pro-

gramación para cada proyecto. El principal interés que tenemos es impulsar de mane-ra eficiente la gestión de los proyectos de industrialización que son el de Amoniaco - Urea y de Etileno - Polietileno.

¿Cómo se ha potenciado su Gerencia para gestionar de manera eficiente los nuevos proyectos a su cargo?

En este momento contamos con equi-pos de supervisión para cada proyecto. Están cubiertos todos los puestos. Nos ha costado conseguir gente porque es difí-cil tener profesionales capacitados por la gran demanda existente, pero la Gerencia está con el personal completo.

Hicimos la adquisición de software, he-rramientas, equipos y todo para la gestión y manejo del proyecto. Estamos por buen ca-mino y tenemos el apoyo del licenciado Car-

En dos meses más se contratará una empresa que realizará el estudio de mercado (trading) para el proyecto Urea - Amoniaco, que tendrá financiamiento estatal. En el caso de Etileno - Polietileno se contará con un socio que también efectuará esta labor.

GERSon RoJAS, GEREnTE nACionAl DE PlAnTAS DE SEPARACión DE líqUiDoS DE yACiMiEnToS


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Ypfb congela el gtl; avanza en amoniaco - urea Y etileno - polietilenolos Villegas, quien está brindando todas las condiciones para ir adelante en el proyecto.

¿Tuvieron alguna coordinación con la EBIH o tomaron en cuenta sus estudios realizados sobre proyectos de industria-lización?

Si. En realidad el único adelanto que efectuó la Empresa Boliviana de Industria-lización de Hidrocarburos (EBIH) fue en el proyecto de Amoniaco Urea, después en los demás el avance fue cero.

Ese proyecto pasó a manos de YPFB y en ese momento evaluamos su real situa-ción. Existía una ingeniería conceptual que había realizado Petroquímica de Venezuela SA (Pequiven) con Yacimientos anteriormen-te. De alguna manera hubieron propuestas de algunos consorcios conformados para atender el proyecto Amoniaco Urea y había algunos planteamientos técnicos y econó-micos. Todo eso fue sujeto de evaluación por la Gerencia y realizamos una actualización de esa ingeniería conceptual, cuya versión final era de hace dos años. Eso fue lo que nos per-mitió ingresar a la etapa del IPC (Ingeniería, Procura y Construcción) de Amoniaco y Urea. De otra manera hubiera sido imposible.

En dos meses se mejoró la ingeniería conceptual y se entró a Directorio de YPFB, donde se aprobó el inicio del proceso de contratación del IPC. Esa es la gran gestión que hizo la Gerencia con respecto a este proyecto.

¿Qué pasa con el proyecto Gas a Lí-quidos?

Quedó en statu quo porque se reali-

zó una ingeniería conceptual mediante la cual se muestra que es aparentemente - en este momento - inviable. La razón es que los proyectos de este tipo realizados en el mundo iniciaron con un capex, por decirle de $us 10 y terminaron con un ca-pex de $us 900. Eso es algo que no nos po-demos permitir en el país, porque tenemos obligaciones más importantes que aportar a un proyecto donde la tecnología no es probada.

¿Entonces se elimina este proyecto?Queda en statu quo por el momento

hasta que las condiciones cambien. Este proyecto no es igual al de Amoniaco – Urea que tiene tecnología comprobada en el mundo con varias plantas o el de Etileno - Polietileno con similar presencia.

El proyecto GTL es delicado, por lo que hemos decidido con la alta dirección de YPFB concentrarnos en Amoniaco - Urea y Etileno – Polietileno.

¿Cuando la EBIH estaba a cargo de la industrialización se cuestionó la falta de

un estudio de mercado para los proyec-tos Amoniaco – Urea y Etileno – Polietile-no? ¿Ustedes lo harán?

Es muy importante decir que Amo-niaco - Urea debe contar con estudio de mercado, pero los proyectos de acuerdo a la forma y al formato de gestión cambian de escenario.

Es decir, cuando la EBIH proponía reali-zar el proyecto era con la participación de una inversión ajena al Estado. No recuerdo los porcentajes que manejaba la EBIH, pero si existía. Evidentemente cuando existe este esquema se abre la necesidad de te-ner cerrada una comercialización.

En este momento el proyecto Amonia-co - Urea está siendo totalmente financia-do por el Estado. En este formato cambia el escenario porque no hay intereses de por medio más que el del Estado. La empresa que realiza la IPC se convierte simplemen-te en contratista, no es socia de YPFB ni de EBIH, por lo que poco le puede interesar como comercializamos el producto.

En este formato YPFB asumió la tarea de llevar adelante un proceso paralelo al de IPC con una empresa comercializadora de alto nivel. Se hará una convocatoria en dos meses más para contar con un trading para YPFB, lo cual es muy favorable. De esta ma-nera la compañía que maneja la IPC debe cumplir con los tiempos de entrega de la planta, tenemos dos años de operación, y nosotros con el trading vamos a hacer la comercialización para que el know how le quede a Yacimientos.

Cuando la empresa que maneja la IPC es parte de la inversión, es necesario cerrar

un circuito de comercialización. En el caso de que la compañía que maneja la IPC no participa de la inversión como en esta si-tuación, donde el Estado es quien financia los recursos, es necesario que Yacimientos maneje también la comercialización. No-sotros vamos a salir en dos meses más con la convocatoria para contratar un trading que pueda realizar este trabajo. No es que hayamos olvidado la comercialización del producto.

¿Este esquema comercial se aplicará solo para el proyecto Urea - Amoniaco?

Si porque con Etileno - Polietileno se formará una sociedad. Ahí vamos a tener que cerrar la comercialización porque la empresa que ejecutará la IPC se convertirá en socia estratégica. Este proyecto no será totalmente financiada por el Estado. Por lo menos eso es lo que se maneja en este momento.

Cuando existe una coparticipación existe también compromisos con entida-des financieras y la necesidad de tener el producto comercializado. Ese el tema. ▲

ESTE PRoyECTo (GTl) qUEDó En STATU qUo PoRqUE loS PRoyECToS REAlizADoS En El MUnDo iniCiARon Con Un CAPEx, PoR DECiRlE DE $US 10 y TERMinARon Con Un CAPEx DE $US 900“ “Gerson Rojas, gerente nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB

PETRÓLEO & GAS

“ “EL úNICO ADELANTO quE TuvO LA EBIh FuE EN EL DE AMONIACO uREA, DESPuÉS EN LOS DEMáS PROyECTOS EL AvANCE FuE CERO. ESE PROyECTO (uREA y AMO-NIACO) PASÓ A MANOS DE yACIMIENTOS y EvALuAMOS Su SITuACIÓN ACTuAL

NOS hA COSTADO CONSE-GuIR PROFESIONALES EN ESTE MOMENTO PORquE hAy GRAN DEMANDA, PERO LA GERENCIA NACIONAL DE PLANTAS DE SEPARACIÓN DE LíquIDOS ESTá CON EL PERSONAL COMPLETO y CON EL PERFIL REquERIDO“ “

8 16 al 29 de Febrero | 2012

El PRoBlEMA SE PRESEnTA PoRqUE lAS EMPRESAS PETRolERAS, no ToDAS, no ESTán RESPETAnDo lA lEy DE ConSUlTA y PARTiCiPACión. hACEn UnA CoSA y DESPUéS qUiEREn lEGAlizARlo.“ “Nelson Bartolo, responsable de Recursos Naturales de la APG

PETRÓLEO& GAS

YPFB Petroandina SAM, Total E&P Bolivie y YPFB Transporte SA se encuentran sin licencia ambiental para iniciar operaciones en algunos proyectos por falta de aprobación de procesos de consulta. En 2011 se aprobaron seis.

EvAlUACión 2011 DEl MiniSTERio DE hiDRoCARBURoS y EnERGíA

Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), a través de la Dirección General de Gestión Socio Ambiental

(DGGSA), se aprobaron seis procesos de consulta y participación en la gestión 2011, pero tres empresas aún tienen trabadas sus operaciones por falta de consenso con los pueblos indígenas.

En el marco de la evaluación de la ges-tión 2011 María Cristina Arellano, directora de la DGGSA, aclaró que no todos los re-trasos en los procesos de consulta y par-ticipación son por culpa de los indígenas, sino que en algunos casos las empresas petroleras retiran sus proyectos por falta de preparación técnica.

Entre las consultas pendientes se regis-tran las operaciones de sísmica 2D del blo-que Aguaragüe Sur B, Centro, Norte Tiasia, a cargo de la empresa YPFB Petroandina SAM. A ellos se suma la perforación y tendido de la línea de recolección del pozo Incahuasi 3 del bloque Ipati, operado por Total E&P Bolivie, proceso que está en fase final.

Por otro lado, figura la expansión del Gasoducto Villa Montes Tarija (GVT), que se encuentra paralizada por falta de parti-cipación en la consulta de la Asamblea del Pueblo Guaraní Itika Guasu.

Al respecto, Arellano sostuvo que entre los aspectos que las empresas deben to-mar en cuenta para completar los procesos de consulta son los impactos que pueden causar los proyectos en el modo original de vida de los indígenas. Citó como ejemplo, la llegada de gente de otras culturas dife-rentes a la de ellos.

En esta línea indicó que los impactos ocasionados en los territorios de los pue-blos indígenas deben ser mitigados y ano-tados en los resultados de la evaluación, de acuerdo a la normativa de los procesos de Consulta y Participación en su artículo 119 de la Ley 3058.

Por otro lado, detalló los proyectos que fueron aprobados en la gestión 2011, entre los que se encuentran los de la em-presa BG, que comprenden la perforación de los pozos Palo Marcado PMO-7 y PMO 8. YPFB Chaco SA, fue la segunda compañía en aprobar la prospección sísmica 3D en el Campo Katari - Bulo Bulo.

Asimismo, YPFB Transporte realizó el proceso para la expansión líquido Sur aso-

ciados al proyecto GIJA Fase 1. La empresa Pluspetrol ejecutó la perforación explo-ratoria, Takovo X1003, Takovo X4 y Aimidi X1001.

Asimismo, aparece nuevamente YPFB Chaco para la perforación de cinco pozos, Campo El Dorado (A, B, C, D y E) y YPFB Cor-poración, con la prospección sísmica 3D de Itaguazurenda, área Obai - Boyuibe.

Por último, para esta gestión hasta el mes de febrero, se concluyó la Consulta y Participación de la Planta Río Grande.

Para este año, la Dirección del Ministe-rio de Hidrocarburos y Energía aún espera las fichas ambientales de las empresas y de acuerdo a la categoría se definirá la canti-dad de procesos. ▲


“EN EL MARCO DE LA EvA-LuACIÓN DEL 2011, EL MhE CONSIDERA quE NO TO-DOS LOS RETRASOS EN LOS PROCESOS SON POR CuLPA DE LOS INDíGENAS. ALGu-NAS EMPRESAS RETIRAN SuS PROyECTOS POR FALTA DE PREPARACIÓN TÉCNICA“

Empresa Proyecto1 YPFB-Chaco SA Construcción de Líneas para los Campos Percheles y El Dorado 2 YPFB-Chaco SA Perforación de 5 Pozos en Campo Percheles 3 YPFB-Chaco SA Prospección Sísmica 3D, Campo Katari Bulo Bulo 4 YPFB-Chaco SA Tendido de línea de recolección pozo DRD-X35 YPFB-Transporte SA Gasoducto Lateral Margarita – Palos Blancos 6 YPFB-Transporte SA Variante Gasoducto al Altiplano GAA Zona El Tigre 7 YPFB-Transporte SA Expansión Lateral Gasoducto Vuelta Grande 8 YPFB-Transporte SA Construcción Gasoducto Carrasco - Cochabamba 9 YPFB-Transporte SA Interconexión Campo Percheles GAA y OCSZ II 10 YPFB-Transporte SA Gasoducto Integración Juana Azurduy - GIJA 11 TOTAL E&P BOLIVIE Prospección Sísmica 3D y Prospección Magnetotelúrica Gravimetría – Bloque Ipati 12 TOTAL E&P BOLIVIE Perforación Exploratoria Pozo Aquio X-1001 13 TOTAL E&P BOLIVIE Perforación Exploratoria Pozo Incahuasi X - 2 14 BG-Sucursal Bolivia Desarrollo del Campo Palo Marcado 15 BG-Sucursal Bolivia Perforación Pozos PMO-7 y PMO 8, Campo Palo Marcado 16 YPFB-Petroandina SAM Exploración Sísmica 2D – Bloque Lliquimuni Fase 1 17 YPFB-Petroandina SAM Exploración Sísmica 2D – Bloque Lliquimuni – Fase II 18 YPFB-Petroandina SAM Exploración Sísmica 2D Bloque Iñau 19 Pluspetrol Bolivia C. Desarrollo del Campo Tajibo – Bloque San Isidro 20 Pluspetrol Bolivia C. Exploración Sísmica 2D – Bloque San Isidro 21 REPSOL YPF E&P Facilidades de Producción Pozo HCY – X1, Área Caipipendi 22 REPSOL YPF E&P Líneas de Recolección y Evacuación y Caminos de Acceso, Campo Margarita 23 YPFB Transporte Proyecto Expansión Gasoducto Villa Montes Tarija, Fase II.

El problema se presenta porque las empresas petroleras, no todas, no están respetando lo que señala la Constitución y el reglamento de la Consulta y Participa-ción. Hacen una cosa de manera irregular y después quieren legalizar.

Nosotros necesitamos primero coor-dinar para el inicio de la consulta indígena con el Ministerio de Hidrocarburos y Ener-gía que es la autoridad competente, no con la empresa. Señalo esto, porque des-pués viene la dificultad con las empresas petroleras que rechazan el mismo estudio, no quieren incorporar los resultados de la consulta y es ahí cuando se estancan y después nos echan la culpa a nosotros.

Las dificultades en los procesos de Consulta y Participación que se registraron el 2011 se dio por el incumplimiento de las empresas, como el caso de YPFB Petroan-

dina SAM que no se presentó al iniciar la consulta para la exploración sísmica 2D en el bloque Iñau, sólo asistieron las autorida-des del Ministerio de Hidrocarburos, pese a que habíamos invitado incluso a PDVSA. Hemos visto falta de voluntad de la em-presa y ahora nos quieran echar la culpa cuando no es así. Ahora mientras no arre-glen con nosotros no debe existir ninguna actividad dentro de parque Aguaragüe.

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oPinión

AvAnCE DE loS PRoCESoS DE ConSUlTA y PARTiCiPACión DEl 2007 Al 2011

“SE ESTAnCAn PoRqUE no inCoRPoRAn loS RESUlTADoS DE lA ConSUlTA”

nelson Bartolo, responsable de Recursos naturales de la APG

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consulta Y participación traba inicio de operaciones de tres empresas

Fuente: MHE


lo qUE inTERESA En PlAniFiCACión ES lA viSión y oRiEnTACión PolíTiCA y Si lA REAliDAD MUESTRA qUE oCURREn CoSAS qUE ConTRADiCEn El PlAn, éSTE no PASA DE SER UnA FoRMAliDAD“ “Juan Carlos Guzmán - Investigador del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla).

PETRÓLEO & GAS

Pese a la elaboración de distintos pla-nes y estrategias para el desarrollo energético del país, en la actualidad

el sector hidrocarburos carece de una polí-tica clara que le permita dar continuidad al denominado “proceso de nacionalización” y afrontar con firmeza los desafíos emer-gentes de este nuevo régimen, afirmaron analistas consultados.

“Después de cinco años del Decreto Supremo 28701 la situación nos muestra que la producción de petróleo ha dismi-nuido y la de gas natural no ha aumentado, la industrialización de los hidrocarburos se encuentra inscrita en planes que, repetida-mente se anuncian como atrasados y, para redondear, la magnitud de las reservas es un tercio de lo que se creía”, señaló Juan Carlos Guzmán, investigador del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agra-rio (Cedla).

Por su parte el Ministerio de Hidrocar-buros y Energía, en los planes desarrollados en los últimos cinco años, señaló que la fi-nalidad es brindar continuidad al decreto de nacionalización de 2006.

Para ello, pretenden garantizar la se-guridad energética interna con la masifi-cación del uso del gas y el aumento de la producción de líquidos, convertir al país en un centro gasífero regional y apostar por la industrialización de este recurso.

A criterio de Guzmán, casi todos los indicadores que en conjunto miden la sus-tentabilidad del sistema energético han sufrido un deterioro, particularmente el relacionado con la dependencia boliviana de las importaciones de productos deriva-dos del petróleo, que tiene íntima relación con la situación fiscal del país, dejando al Tesoro General de la Nación (TGN) en una situación dramática.

Indicó que más allá de los números y proyecciones lo que verdaderamente in-teresa en planificación es la visión, senti-do y orientación política contenida y si la realidad muestra que ocurren cosas que contradicen el plan, este no pasa de ser una formalidad.

Lo que el país requiere, de acuerdo a su análisis, es una “maquinaria productiva” que esté preparada para ofertar productos terminados a precios definidos interna-mente y desligados de las presiones inter-nacionales, llevar adelante cambios en la matriz de consumo y desarrollar planes que

Hace dos meses se presentó el Plan Estratégico Institucional 2011-2015, un documento que al igual que otros anteriores pretende dar continuidad al Decreto 28701 de Nacionalización.

AnAliSTAS SUGiEREn MAyoR AMPliTUD DE viSión

´gobierno debe reorientar estrategia de hidrocarburos

teXto: Edén GARCíA s.

Todos los planes elaborados por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía pretenden dar continuidad al decreto de nacionalización.

controlen y orienten la demanda.“¿Qué supone crear esa maquinaria

productiva en términos tecnológicos, eco-nómicos y políticos?, en nuestra opinión de eso debieran tratar los planes y estrategias en el marco y en coherencia con la naciona-lización”, enfatizó el investigador del Cedla.

En diciembre del 2011 se presentó un último plan denominado Plan Estratégico Institucional 2011-2015 que se enfoca en cuatro perspectivas, el desarrollo del sector y el potencial energético, la consolidación de la institucionalidad sectorial, la gestión operativa y la gestión financiera, como me-

dios para alcanzar sus objetivos. Entre otros aspectos, prevé que hasta

el 2015 la producción de gas natural au-mente a 61.24 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), la de petróleo crudo más gasolina blanca a 60.94 mil barriles por día (MPBD), además que se pretende cubrir la demanda de gasolina y diésel en un 100 y 86 por ciento respectivamente.

Para el exsuperintendente de Hidro-carburos, Hugo de la Fuente, el análisis estratégico en el sector del petróleo y gas natural es sumamente dinámico y se debe tener la capacidad de seguir la evolución

de los mercados para que el país no quede rezagado.

Afirmó que es necesario que Bolivia ponga mucho interés en el desarrollo de nuevos mercados, como el de Paraguay y Uruguay y considere muy seriamente la posibilidad de utilizar la Hidrovía Paraguay-Paraná para exportar gas natural licuado (GNL) a los países vecinos y el mundo.

“El salto cualitativo pasa por ampliar la visión y ser un jugador de GNL. Ello impulsa-rá la inversión en exploración y explotación en el país y nos posicionará en el mercado del gas natural”, puntualizó. ▲

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Proyecto (%) (MMUS$) TIR TIR (MMPC (MMUS$ Proyecto Estado /año) /año)San José 20% 30.6 10% 49% 7,818 31.24Laguna Colorada 61% 186.8 10% 16% 8,554 34.18Miguillas 40% 110.9 10% 27% 10,747 42.95Misicuni Fase II 69% 81.9 10% 11% 2,542 10.16Unduavi 45% 33.9 10% 22% 2,442 9.76Rositas 57% 487.1 10% 16% 29,041 116.05Total 900.6 10% 20% 53,326 213.10

Unidad Ubicación Número (%) (MMUS$) Rentabilidad Rentabilidad (MMPC (MMUS$ de del del /año) /año) Unidades Proyecto Estado

APORTE ESTATAL Y AHORRO DE GAS NATURAL

APORTE ESTATAL Y AHORRO DE GAS NATURAL

RESUMEN CRONOGRAMA DE DESEMBOLSOS EN MMUS$ (SIN IMPUESTOS)

Aporte Estatal Ahorro de gas natural

Aporte Estatal Ahorro de gas natural

Trent 60 DLE. Tarija 1 40% 11.45 10% 14% 423.9 1.69Trent 60 DLE. Santa Cruz y 8 27% 61.84 10% 25% 3,848.0 15.36 ChacoLM 6000 Bulo‐Bulo 1 40% 12.4 10% 4% 231.8 0.93

Total 10 85.69 10% 20% 4,503.7 17.98

Plan de Obras 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TotalGeneración ‐ 262.5 359.1 371.3 186.4 121.6 192.0 132.0 120.0 85.3 1,830.2Transmisión 1.6 71.9 132.5 109.7 48.27 .3 45.7 53.5 32.7 0.0 503.1Total 1.6 334.4 491.6 481.0 234.6 128.9 237.7 185.4 152.7 85.3 2,333.3

ELECTRICIDAD

En los próximos diez años el país cam-biará significativamente la matriz energética en el sector eléctrico con la

entrada de nuevas centrales hidroeléctricas y un proyecto geotérmico que permitirán un importante ahorro en el consumo de gas el cuál será destinado al mercado de expor-tación, según el Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (POES) 2012-2022.

Esto significa que por cada central hi-droeléctrica y geotérmica que ingrese al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se podrá cubrir una determinada demanda sin recurrir al gas que puede ser exportado a un precio mayor de lo que pagan las ter-moeléctricas que está subvencionado en 1.3 dólares americanos el millar de pies cúbicos ($us/MPC).

El plan destaca que el valor del incre-mento en las exportaciones de gas natural producto de este ahorro se estima en $us 213.1 millones anual por un volumen de ven-ta de 53,326 millones de pies cúbicos año (MMpc/año).

Las hidroeléctricas que ingresarán al SIN serán las de San José que permitirá un aho-rro de gas natural valorado para exportación en $us 31.24 millones al año, la de Miguillas en $us 42.95, Misicuni II en $us 10.16, Unduavi en $us 9.76 y Rositas en $us 116.05 millones al año, además del proyecto geotérmico de Laguna Colorada en $us 34.18 millones al año.

Aparte del ahorro en gas, el POES asegu-ra que estas centrales generarán otros bene-ficios como el suministro de agua potable y riego a poblaciones urbanas del valle central de Cochabamba en el Proyecto Misicuni, el control de inundaciones y desborde del río Grande con el proyecto Rositas y las inversio-nes de transmisión evitadas con el Proyecto Laguna Colorada en Potosí.

También se prevé el ahorro en el con-sumo de gas con la instalación de turbinas aeroderivadas en centrales termoeléctricas

de Tarija, el Chaco, Guaracachi y Bulo-Bulo que son más eficientes que las unidades industriales y que, además, tienen la ventaja adicional de eliminar los tiempos de indispo-nibilidad por concepto de mantenimientos mayores, ya que por su tamaño compacto permiten el reemplazo de la turbina durante el tiempo de mantenimiento.

El ahorro por la implementación de las turbinas aeroderivadas en las cuatro centra-les mencionadas será de 4,503 MMpc/año con un valor de $us 17.98 millones al año.

Pese a la eficiencia de estas unidades, el documento señala que “los proyectos que utilizan energías renovables tienen costos de generación inferiores a las turbinas aero-derivadas a gas de ciclo abierto, por lo que su construcción es conveniente desde el punto de vista del país”.

Sin embargo, el POES advierte también que los proyectos de energías renovables no son económicamente ventajosos en el esquema de remuneración actual y que el Estado debe realizar un aporte para posibi-litar su construcción.

La inversión prevista para estas planta stanto en la ejecución de obras de genera-ción y transmisión es de $us 2.333,3 millones, sin impuestos.

Estos beneficios son similares a las de otras fuentes de energía renovables como la eólica, solar, bagazo de caña, biomasa, entre otras, puesto que las mismas también per-miten la sustitución del gas natural usado en la generación eléctrica.

Según Mario Rojas, presidente de la Cá-mara Boliviana de Electricidad, este cambio de la matriz energética es el “camino correc-to” para aprovechar los recursos renovables existentes en el país permitiendo la utiliza-ción del gas natural en procesos de mayor valor agregado o exportación del mismo.

“Esto muestra una transición progresiva hacia un mix de generación balanceado con capacidad de maniobra para adecuarse a contingencias de la naturaleza. Por supuesto queda entendido que los proyectos tendrán que demostrar entre otros su compatibili-dad con la normativa medioambiental a la par de lograr estructuras de financiamiento

A PARTiR DEl Año 2020


capaces de superar las condiciones econó-micas vigentes en su momento” enfatizó.

El POES advierte que cualquier retraso en la ejecución de estos proyectos obligará a instalar unidades térmicas adicionales den-tro de un nuevo plan de emergencia con los consiguientes sobrecostos de inversión y el incremento de los costos de operación.

En este sentido, Rojas indicó que más allá de aspectos técnicos, medioambientales e

incluso económicos a largo plazo es impor-tante lograr credibilidad a través de resulta-dos y señales positivas en el corto plazo.

“Es decir que para poder llegar a ese cambio en la matriz energética tenemos que demostrar a la población y a los actores de la demanda que pueden contar oportu-namente y en condiciones competitivas con la potencia y energía eléctrica necesaria para su desarrollo”, puntualizó. ▲

El Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (POES) 2012-2022 apuesta por diversificar la matriz energética del país poniendo a los recursos renovables como principales generadores de electricidad. Se prevé el ingreso de cinco centrales hidroeléc-tricas y una de geotermia que requerirán una inversión de $us 2.333,3 millones incluyendo las obras de transmisión. Debido a la baja rentabilidad de los proyectos en el esquema actual, se analiza la posibilidad de un aporte gubernamental vía crédito o subvención.

proYectos eléctricos renovables generarán ahorro anual de $us 213 mm

PRoyECCionES DEl inGRESo DE nUEvAS PlAnTAS DE GEnERACión Al Sin

1116 al 29 de Febrero | 2012

Unidad Ubicación Número (%) (MMUS$) Rentabilidad Rentabilidad (MMPC (MMUS$ de del del /año) /año) Unidades Proyecto Estado

RESUMEN CRONOGRAMA DE DESEMBOLSOS EN MMUS$ (SIN IMPUESTOS)

EFECTO DE 1 AÑO DE RETRASO EN EL INGRESO DE PROYECTOS (MMUS$)

RESULTADOS DEL ANáLISIS FINANCIERO DE LOS PROYECTOS Aporte Estatal Ahorro de gas natural

Trent 60 DLE. Tarija 1 40% 11.45 10% 14% 423.9 1.69Trent 60 DLE. Santa Cruz y 8 27% 61.84 10% 25% 3,848.0 15.36 ChacoLM 6000 Bulo‐Bulo 1 40% 12.4 10% 4% 231.8 0.93

Total 10 85.69 10% 20% 4,503.7 17.98

Plan de Obras 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TotalGeneración ‐ 262.5 359.1 371.3 186.4 121.6 192.0 132.0 120.0 85.3 1,830.2Transmisión 1.6 71.9 132.5 109.7 48.27 .3 45.7 53.5 32.7 0.0 503.1Total 1.6 334.4 491.6 481.0 234.6 128.9 237.7 185.4 152.7 85.3 2,333.3

MISICUNI I 2.8 14.4 5.7 22.9L. COLORADA 7.7 41.8 13.1 62.6SAN JOSE 8.0 43.2 7.0 58.3MIGUILLAS 10.9 57.6 13.3 81.8MISICUNI II 2.3 11.5 5.9 19.8UNDUAVI 2.4 12.6 3.4 18.4ROSITAS 29.0 150.7 38.5 218.1TOTAL 63.1 331.9 86.9 481.8

PROYECTO Incrmento Exportaciones Indexación TOTAL de Tarifas de gas natural de Costos IMPACTO

PROYECTO TIR Inversión Potencia Energía Proyecto (MMUS$) (MW) (GWh/año)

San José 8.34% 153.1 120 744.6Laguna Colorada 3.69% 306.3 100 814.7Miguillas 6.38% 277.3 167 1,024Misicuni Fase II 3.06% 118.7 40 242.1Unduavi 5.83% 75.4 45 232.6Rositas 4.95% 854.6 400 2,766Total 1,632.3 752.1 5,079

ELECTRICIDAD

El Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (POES) 2012-2022 apuesta por diversificar la matriz energética del país poniendo a los recursos renovables como principales generadores de electricidad. Se prevé el ingreso de cinco centrales hidroeléc-tricas y una de geotermia que requerirán una inversión de $us 2.333,3 millones incluyendo las obras de transmisión. Debido a la baja rentabilidad de los proyectos en el esquema actual, se analiza la posibilidad de un aporte gubernamental vía crédito o subvención.

proYectos eléctricos renovables generarán ahorro anual de $us 213 mm

inviabilidad financiera obliga aporte del estado

En las condiciones actuales de remu-neración del sector eléctrico, los proyectos hidroeléctricos y de geotermia previstos en el POES 2012-2022 tienen rentabilida-des anuales financieras relativamente ba-jas, que oscilan entre un mínimo de 3.06% (Misicuni Fase II) y un máximo de 8.34% (San José), .

De acuerdo al análisis del documento, los proyectos requieren de alguna forma apoyo gubernamental para ser financiera-mente viables, la cual puede darse bajo la forma de un crédito concesional que eleve la rentabilidad de los aportes de capital propio.

Otra opción analizada para generar rentabilidad en estas centrales es la sub-vención de una parte de la inversión inicial a través de recursos no reembolsables y no redituables.

En su momento también se tomó como opción el aumentar o “sincerar” el precio del gas natural en el mercado eléc-trico a un valor que se aproxime al costo de oportunidad, pero esto significaría la elevación de los costos de generación de las empresas eléctricas y por ende las

tarifas al consumidor final sufrirían un in-cremento, por lo que esta alternativa fue descartada.

“El conjunto de los proyectos requie-ren de un aporte estatal no retornable y no redituable de aproximadamente $us 901 millones”, detalla el POES y señala que este aporte es necesario para elevar la rentabilidad de todos los proyectos al 10%, haciéndolos financieramente viables y atractivos para los inversionistas.

Sin embargo, el texto también asegu-ra que el aporte estatal será retribuido con los ahorros en el consumo de gas natural, ya que los ingresos del país provenientes de la exportación de este hidrocarburo compensarán con creces la contribución realizada.

“El beneficio anual resultante del incre-mento en las exportaciones de gas natural se estima en un total de $us 213 millones. Con un aporte de inversión del Estado del orden de $us 901 millones, se ha calcula-do una rentabilidad media aproximada de 20% por año para el Estado por la ejecu-ción del conjunto de los proyectos consi-derados” apunta el estudio.

SAN jOSé. Entrará en operación en junio del 2015 con una potencia de 120 MW.LAGUNA COLORADA. Ingresará en fun-cionamiento en enero del 2015 con una potencia 100 MW.MIGUILLAS. En este proyecto se instala-rán las centrales de Umapalca y Palillada

con una potencia de 58.1 MW y 109 MW.MISICUNI II. Adicionará 40 MW a los 80 MW que se instalarán en Misicuni I.UNDUAvI. Inyectará 35 MW en tres cen-trales hidroeléctricas.ROSITAS. Ingresará en operación en ene-ro del 2020 en inyectará 400 MW al SIN.

PRoyECToS En CARPETA

PRoyECCionES DEl inGRESo DE nUEvAS PlAnTAS DE GEnERACión Al Sin

Fuente: Plan Óptimo de Expansión del SIN 2012-2022

Fuente: Plan Óptimo de Expansión del SIN 2012-2022

12 16 al 29 de Febrero | 2012

Con ESTo loGRAREMoS AUMEnTAR lAS RECAUDACionES PoRqUE SE BAJó DE BS 30 MillonES En 2008 A BS 11 MillonES En 2011, PESE A qUE ESTAMoS viviEnDo lA éPoCA DE oRo DEl MinERAl“ “Carlos Hugo Sosa, delegado de Hidrocarburos, Energía y Minas del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

MINERíA

Con la aprobación de la Ley Departa-mental del Sistema de Administra-ción de Regalías Mineras, la Gober-

nación de Santa Cruz ultima los trámites previos al cobro respectivo por comercia-lización de minerales metálicos y no me-tálicos, que se iniciará en dos meses más, según el anuncio oficial.

Entre los pasos siguientes a efectuar-se se anota la elaboración de un decreto reglamentario, que está en la etapa de bo-rrador, y la socialización de la Ley Departa-mental del Sistema de Administración de Regalías Mineras (Siremi) con los munici-pios productores de minerales.

Al respecto el delegado de Hidro-carburos, Energías y Minas del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz, Carlos Hugo Sosa, expresó su complacen-cia porque ya se cuenta con el software para controlar vía web la recaudación impositiva. Se trata del primer sistema de este tipo en el país que está listo para im-plementarse.

De acuerdo a Sosa, con la fiscalización del cobro se espera que el monto de rega-lías mineras que percibe el departamento cruceño se incremente en este año, pues-to que automáticamente se emitirá un in-forme al momento de realizarse la transac-ción bancaria de cada operador minero.

De esta manera la Gobernación, el Mi-nisterio de Minería y Metalurgia, el Servicio Nacional de Registro de Comercialización de Minerales (Senarecom), Servicio Nacio-nal de Geología y Técnico de Minas (Ser-geotecmin) y los municipios involucrados podrán efectuar la fiscalización física de la declaración comercial.

“Con esto lograremos aumentar las recaudaciones porque se bajó de Bs 30 millones en 2008 a Bs 11 millones en 2011, pese a que estamos viviendo la época de oro del mineral. En vez de tener aumento de regalías mineras tenemos disminución porque existe mucha evasión en los ope-radores mineros”, indicó Sosa.

Se informó que se realizarán conve-nios entre el Gobierno Departamental Au-tónomo de Santa Cruz y sus 56 municipios para capacitación del personal técnico en el área operativa. Un equipo de 10 profe-sionales se encargarán de la fiscalización y del uso del software.

En el departamento cruceño existen 48 operadores mineros registrados y solo la Empresa Minera Paitití paga el 80 por ciento de las regalías que se perciben.

Este año, según Jindal Steel Bolivia, se tiene previsto exportar un millón de toneladas de concentrado de hierro. El 1 por ciento de la recaudación por concepto de regalías es retenido por el Servicio de Impuestos Nacionales por tener a su car-go el cobro respectivo. Con la aplicación del nuevo sistema cada operador pagará directamente las regalías mineras en una entidad financiera, con lo que se ahorrará alrededor de 500 mil bolivianos.

“En vez que los operadores mineros paguen directamente a Impuesto Internos, lo tendrán que hacer mediante este soft-ware que se implementará en la Goberna-ción y los resultados del pago de regalías se tendrán en el mismo momento en que se haga la transacción para poder hacer la fiscalización apropiada”, explicó.

El Gobierno Departamental Autóno-mo de Santa Cruz decidió obsequiar a sus homólogos del país el software de recau-daciones mineras para facilitar la gestión de esta “forma de hacer autonomía”. ▲

Se espera ahorrar costos y aumentar la tributación de los 48 operadores registradores. Prevén que el monto de regalías mineras que percibe el departamento cruceño se incrementará en este año de manera considerable.

TRAS APRoBACión DE lEy DEPARTAMEnTAl

gobernación cruceña controlará, en dos meses, cobro de regalías mineras


Delegados del Consejo Minero de Gobernaciones se reunieron en Santa Cruz para recibir el Sistema de Administración de Regalías.

AMBITO DE APLICACIÓN. Se establece para todas las personas naturales y jurí-dicas, públicas y privadas y/o cooperati-vas que realicen actividades mineras de prospección, exploración, concentración, refinación, fundición, industrialización y comercialización de minerales metálicos y no metálicos en la jurisidicción del De-partamento Autónomo de Santa Cruz.

IDENTIFICACION. El IDOM es un conjun-to de caracteres alfanuméricos, que el Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz otorga a cada operador que se ha inscrito en el Registro Departamen-tal de Operadores Mineros.

REGISTRO. Existe la obligación de ins-cribirse en el Registro Departamental de Operadores Mineros. Se otorgará el número de identificación departamental como operador minero (IDOM).

SIREMI. El Sistema de Recaudación Mine-ra (Siremi) se utiliza vía web, mismo que

de manera automática realiza el cálculo del valor bruto de venta y regalía minera.

FISCALIzACIÓN IN SITU. El Gobierno Au-tónomo Departamental de Santa Cruz deberá fiscalizar in situ las instalaciones o dependencias de los operadores mine-ros, con el objeto de obtener información sobre los valores y volúmenes declarados por estos.

DE LOS CONvENIOS. El Gobierno Au-tónomo Departamental de Santa Cruz podrá suscribir convenios con entidades públicas y privadas relacionadas con la actividad minera para optimizar la fisca-lización de los ingresos por concepto de regalías.

ACTUALIzACIÓN DE DATOS. Todos los operadores mineros deberán actualizar obligatoriamente de forma bienal su identificación departamental de opera-dor minero de acuerdo a reglamenta-ción.

PRinCiPAlES ARTíCUloS DE lA noRMA

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1316 al 29 de Febrero | 2012

lAS PRinCiPAlES ExPloRACionES SE iniCiARon En 1996, PERo hASTA lA FEChA no SE CUEnTA Con Un ESTUDio GEolóGiCo qUE CUAnTiFiqUE lA PoTEnCiAliDAD DEl TAnTAlio En El PAíS“ “José Padilla, experto en minería

MINERíA

El oriente del país acumula los mayores yacimientos. Es co-tizado por sus usos y sus altos precios en el mercado externo.

SAnTA CRUz Con MAyoR PoTEnCiAl

precios altos del tantalio reactivan el interés en su explotación

El auge de la demanda internacional del tantalio elevó su precio actual-mente a $us 60 mil/ tonelada, lo que

motivó el interés de empresas mineras en Bolivia de ejecutar tareas de exploración y explotación.

El tantalio se encuentra en Bolivia en 220 mil kilómetros en el área del precám-brico, que corresponde a los departamen-tos de Santa Cruz, Beni y Pando, siendo la región cruceña la que contiene los mayores yacimientos de este mineral, según un estu-dio inicial de la nación británica.

Consultado sobre el desarrollo de la exploración y explotación de este mineral en las áreas mencionadas, el experto mi-nero José Padilla, explicó que las primeras exploraciones y estudios superficiales se realizaron en 1996, pero hasta la fecha no existe un estudio geológico profundo que

cuantifique su potencialidad.De acuerdo con el experto, en Santa

Cruz existen aproximadamente diez em-presas mineras legalmente establecidas. En este departamento las actividades de exploración y explotación del tantalio se re-gistran en la zonas de Guarayos, San Javier, San Ramón, San Agustín, San Ignacio de Velasco, Concepción y en la provincia Gua-rayos, pero en pequeña escala.

Estas zonas producen aproximada-mente 15 toneladas por mes pero expor-tan en promedio 200 toneladas cada diez meses. Los destinos principales de comer-cialización son Inglaterra, Estados Unidos, Alemania, China y Corea.

Los bajos costos de explotación del tan-talio, es uno de los aspectos que destaca el experto en esta actividad minera. Estos ya-cimientos se encuentran en la superficie de los cerros y ríos lo que hace que su proceso sea aluvial. Además apuntó que no requiere ningún tratamiento químico en la fase de concentración para después entrar al pro-

ceso de trituración, donde es reducido a tres milímetros para su comercialización.

El experto apuntó dos elementos fun-damentales que inciden en las ganancias por la comercialización del tantalio. Uno es cumplir con los parámetros de calidad, que deben ser de 42 a 46% de concentra-ción del mineral. Asimismo, el contenido de uranio, mineral que viene acompañado al tantalio, debe ser menor a 1% para su ex-portación.

“Sin bien, los volúmenes de producción del tantalio son mínimos en comparación al total de la producción nacional, su valor es significativo”, afirmó Padilla.

El tantalio es un mineral calificado por el experto como “estratégico” para los paí-ses a los que se exporta, por su resistencia mayor que la del platino. En la industria se aplica a la fabricación de armamento de guerra, celulares, televisores, además que es compatible con el tejido corporal. Se uti-liza para unir huesos rotos.

La importancia de este mineral y el

potencial no cuantificado en el oriente del país demanda una unión estratégica de empresas nacionales con extranjeras para realizar un estudio geológico que facilite su explotación y aumente sus volúmenes de producción, recomendó. ▲


INICIOS. El desarrollo de la explotación del Tantalio en el oriente tiene sus ini-cios en 1996. En estos años se descu-brió este mineral pero su precio por tonelada no excedía los $us 20 mil. PRECIOS. Hace cinco años el precio de este mineral volvió a subir hasta llegar a los $us 90 mil. Actualmente su precio por tonelada es de 60 $us mil.REGALíAS. De acuerdo a la estructura de regalías mineras del país se paga un precio de $us 2.5 por cada tonelada que se exporta. Esta debe cumplir de 42 a 46% de concentrado de tantalio.

AnTECEDEnTES

El tantalio es uno de los minerales más codiciados por su resistencia, mayor a la del platino, y sus múltiples utilidades.

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loS CliEnTES SABEn qUE A lARGo PlAzo loS lUBRiCAnTES DE PRiMERA CAliDAD, o DE lA MáxiMA CAliDAD CoMo loS nUESTRoS, PRovoCAn AhoRRoS iMPoRTAnTES En El TiEMPo“ “Richard Widman, gerente propietario de Widman SRL

EMPRESA

En los próximos días la empresa Wid-man SRL pondrá a disposición del mercado boliviano una línea de

aceites de última tecnología y certificación para motos de competencia y carretera. Al mismo tiempo, expandirá su línea de acei-tes sintéticos para transmisiones automáti-cas y manuales.

La información fue proporcionada por su gerente propietario Richard Widman, en una entrevista concedida a Reporte Energía. Agregó que también se lanzará un sistema de filtración de diésel para ga-rantizar que el carburante sea “más limpio que el agua que tomamos”. Se indicó que este sistema puede eliminar la reparación de bombas inyectoras e inyectores.

La compañía que opera desde 1996 en Bolivia, recuerda que cada año presen-ta novedades tecnológicas a sus clientes como lo hizo hace 4 años con los filtros Donaldson®, el aceite para transmisiones CVT (especial para cajas automáticas con esa característica), que se lanzó un poco después, y varios otros productos. El 2011 trajo al país los nuevos aceites para moto-res a gasolina (API SN).

Actualmente la compañía atiende a sus clientes principalmente desde Santa Cruz y Tarija, pero próximamente implementará un plan de expansión de sucursales para poder atender mejor a los diferentes de-partamentos del país.

Respecto al crecimiento de Widman en el mercado boliviano, su máximo ejecutivo explicó que cada año aumentan las ventas y existe bastante espacio para continuar su expansión. “Hay clientes que van a los pro-ductos inferiores para unos meses, pero siempre vuelven, aunque ya tienen gastos altos de reparaciones y problemas para so-lucionar de nuevo”, hizo notar.

Según Widman cuando se considera el costo total de mantenimiento en lugar del costo por litro de aceite, los clientes termi-nan por usar el mejor producto.

“Los clientes saben que a largo plazo los lubricantes de primera calidad o de la máxima calidad como los nuestros provo-can ahorros importantes en el tiempo y de esos testimonios los tenemos a lo largo de toda nuestra cartera de clientes. Aún así en el país hay gente en la calle intentando vender aceite sucio con letreros de bajo

Se trata de aceites de alta calidad y certificación para motos de competencia y carretera, un sistema de filtración de diésel y la expansión de la línea de aceites sintéticos para transmisiones automáticas y manuales, entre otras novedades.

En lA GESTión 2012

widman crece Y lanza nueva línea de aceites Y filtros de Última tecnología

teXto: REdACCIón CEntRAL

La empresa Widman SRL muestra como su principal credencial la alta calidad de los lubricantes y filtros que representa y ofrece a sus clientes.

precio”, remarcó.La empresa representa a las marcas

American Petroleum Co. Inc. de los EEUU para una línea de lubricantes de gran cali-dad y Donaldson® Company. Donaldson®, que es el líder mundial de filtros, según Widman.

De esta manera se comercializa filtros desde el más pequeño para el disco duro de la computadora hasta los requeridos para aviones y tanques de guerra. Se im-porta sus filtros alimenticios, turbinas, au-tomotriz, hidráulicos y otros.

De acuerdo a la empresa, Donaldson® brinda la misma calidad de filtros para las marcas de equipos más famosos del mun-do, incluyendo un sistema de filtración de aire para camionetas que elimina el cambio o mantenimiento del filtro mientras prote-ge el motor “más que el filtro original”.

“Con una gama completa de filtros y lubricantes podemos simplificar la provi-sión para nuestros clientes y asesorarlos en la reducción de costos por mejor filtración o lubricación”, insistió.

Entre las marcas, representadas por Widman, con mayor venta en el país en 2011 se menciona a las líneas de lubri-cantes Max-Syn® y Max-Syn Plus® que son lubricantes sintetizados y semi-sintéticos con características especiales (los clientes reconocen el producto porque en el enva-

se tiene una banda cruzada amarilla en la etiqueta).

Asimismo se señaló que todas las líneas tuvieron un importante crecimiento por lo que se posee más de mil filtros diferentes y unos 200 lubricantes distintos.

En este marco se apunta que los con-cesionarios de autos nuevos y a los em-presarios agro industriales depositaron su confianza en Widman por la garantía que se ofrece en sus productos, cuidado de máquinas y reducción de costos.

Ante la consulta referida a que aspecto contribuyó más en el crecimiento logrado por su compañía, Widman dijo que “no hay otra empresa en nuestro rubro que sepa tanto de mantenimiento como nosotros. Cuando entramos en empresas, entramos con planes de mejora que nunca se con-sideraron, usando benchmarks de mis 30 años de experiencia en 20 países”.

Widman International SRL nació en el año 1996 de una conversación sostenida por su gerente propietario con el presiden-te de American Petroleum Co. Inc., del que llegó a ser su representante con la idea de “tener buenos lubricantes en Bolivia”.

La empresa puso a disposición de los cibernautas el sitio http://www.widman.biz en el que se tiene gran afluencia de vi-sitantes cada día para buscar información y consultar a los expertos. ▲

“Cuando entramos a Bolivia nuestra misión fue ayudar a nuestras empresas y personas a ser más competitivas por reducción de costos de mantenimiento. Para ello fuimos pioneros en lanzar pro-ductos de última generación que redu-cen desgaste y consumo de energía. • Primeros en lanzar aceites API cada vez que desarrollan mejoras (certificación in-ternacional que garantiza producto con características de buena tecnología).• Primeros en presentar productos con aceite básico de Grupo II de mejor per-formance en cuanto a horas de trabajo, kilómetros, energía necesaria, etc.• Primeros en poner en el mercado una línea completa de aceites sintéticos.• Primeros en presentar las mejoras cate-gorías de protección para motores.• Primeros en analizar aceites y preparar planes de mantenimiento basado en condiciones del aceite usado, con análi-sis de laboratorio independiente.• Primeros en lanzar una página web con consejos, especificaciones, hojas de se-guridad y herramientas de utilidad para los ingenieros. (Actualmente se tiene más de 2 millones de visitas a la misma). Fuente: Richard Widman

EMPRESA PionERA

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La cantidad de incidentes por derrames petroleros que causan contaminación y daño ambiental tuvo una reducción en

el país producto de un acatamiento estricto de las normas por parte de las empresas del sector, según Raúl Alonso, máximo ejecutivo de Safety Integral Solutions.

“Basta ver las estadísticas para certificar que hay una baja exponencial en la ocurren-cia de estos incidentes y esto se debe a que las empresas operadores y sus contratistas se han puesto muy exigentes en el cumplimien-to de las normas”, indicó.

Safety es una empresa de consultoría y servicios que brinda soporte a las gestiones de salud ocupacional, seguridad, medio am-biente y responsabilidad social empresarial para los sectores hidrocarburífero (petróleo y gas), eléctrico (generación y distribución), minero, agroindustrial y de la construcción.

Entre los trabajos que han realizado en el país se encuentran los relacionados con remediación ambiental como la elaboración de fichas y manifiestos ambientales y la ca-racterización de los pasivos.

Estos requisitos y estudios son impor-tantes para obtener la licencia ambiental que permita a las empresas operar.

En este sentido, Alonso explicó que las mejores prácticas en remediación ambiental están determinadas fundamentalmente por la caracterización del pasivo ambiental y para ello interviene un número importante de profesionales como agrónomos, botánicos, ornitólogos, topógrafos, ingenieros civiles, mastozoólogos, sociólogos, biólogos, limnó-logos y herpetólogos que realizan los corres-pondientes documentos e interpretación so-bre qué tipo de contaminación puede existir, su dimensión y volumen.

Una vez terminado el trabajo de gabine-te, se efectúa la caracterización a los fines de determinar cuál es la mejor técnica de restau-ración de la zona.

Explicó que la técnica de Landfarming es una de las que se aplica en materia de reme-diación ambiental, que de acuerdo al volu-

men contaminado se puede realizar in situ o trasladarlo a una planta de tratamiento.

En esta línea aseguró que en algunos ca-sos ocurridos en otros países sobre contami-nación de crudo seco (sin presencia de agua de producción), fue preferible dejar la zona sin intervenir y luego del paso de dos tem-poradas seguidas el área quedó totalmente saneada.

“Eso si la única tarea que se efectuó fue retirar la tierra contaminada a los fines de que el suelo quedara permeable nuevamente”, puntualizó.

En el caso de un derrame de crudo en ríos y lagos, señaló que la técnica a utilizar es la delimitación del área con sogas oleofílicas para luego succionar el líquido que pasará por filtros especiales donde se separará el crudo del agua y luego de verificar que este

quedó sin rastros de contaminación se vuel-ve a enviar a la cuenca correspondiente.

Consultado sobre las medidas preven-tivas para evitar pasivos hidrocarburíferos remarcó que todos los problemas ambien-tales producto de las operaciones del sector se debe exclusivamente a la falta de cumpli-miento a los procedimientos de la empresa o incumplimiento de la legislación nacional y normas internacionales.

“Por poner un ejemplo, la rotura de un ducto que transporta hidrocarburos líqui-dos o gaseosos, puede ser por la falta de mantenimiento, error en el diseño, fallas en la construcción, problemas en la comunica-ción al personal ante el eventual cierre de una válvula que, si no se paró el bombeo, puede producir una elevación brusca de la presión y por ende la ruptura”, detalló. ▲

BASTA vER lAS ESTADíSTiCAS PARA CERTiFiCAR qUE hAy UnA BAJA En lA oCURREnCiA DE ESToS inCi-DEnTES y ESTo SE DEBE Al ESTRiCTo CUMPliMiEnTo DE lAS noRMAS PoR PARTE DE lAS EMPRESAS“ “Raúl Alonso, presidente de Safety Integral Solutions

EMPRESA

El presidente de Safety Integral Solutions, Raúl Alonso, explicó algunas de las técnicas y experiencias que se utilizan en materia de remediación para pasivos ambientales en el país.

EMPRESAS Son MáS RiGiDAS En El CUMPliMiEnTo DE lAS noRMAS

ven avance en prevención de derrames petroleros


16 16 al 29 de Febrero | 2012

EMPRESA

La empresa Lincoln Composites, parte del grupo noruego Hexagon Composites, ha desarrollado una tecnología de gasoducto virtual en base a polietileno y fibra de carbón que permite transportar gas en módulos mucho más livianos.

“TiTAn MoDUlE” SAlió Al MERCADo El Año 2009

´gasoductos virtuales´ de Última generación para transporte de gnc

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Frente a la necesidad de llevar gas a lugares donde no es factible construir gasoductos, la empresa Lincoln Com-

posites presenta a Bolivia una alternativa para el transporte de este hidrocarburo de-nominado Titan Module, que con un dise-ño mejorado puede llevar más gas natural comprimido (GNC) con menos peso, según Silvana Cusati, gerente de Desarrollo de Ne-gocios- América Latina de esta compañía.

Consiste en un módulo que dispone de cuatro tanques fabricados en base a polieti-leno y fibra de carbón, que pesa 19.500 kg con el envase vacío (sin gas), lo que permite llevar más GNC que la tecnología fabricada

en base a acero que pesa entre 28.500 kg y 35.930 kg, limitando la cantidad de gas que puede transportar, ya que de acuerdo a normas de seguridad el camión que carga la unidad modular no puede pesar más 50 mil kg.

El Titan, puesto al mercado en el año 2009, puede llevar un poco más de 10 mil metros cúbicos estándar, casi un 50 por cien-to más que los módulos de acero.

Además, comparando con otras tec-nologías de transporte como el gas natural licuado (GNL), Cusati destacó que el costo es mucho más bajo ya que no necesita de plantas adicionales de licuefacción y rega-sificación, sino que se extrae el gas directa-mente de las plantas de compresión para llevarlo en camiones al consumidor final: una industria, estación de servicio, generadores,

entre otros.“Este gasoducto virtual incluso se podría

utilizar para dotar de gas al proyecto Mutún”, indicó la ejecutiva al momento de señalar que su empresa tuvo acercamientos con el Ministerio de Hidrocarburos para presentarle esta tecnología.

Otra de las ventajas de este producto es que no requiere de gastos en mantenimien-to, ya que solo necesita de una inspección visual cada 36 meses.

En cuanto a la seguridad Cusanti remarcó que este producto cuenta con la ISO 111439. “Cuando ocurre un accidente mientras el acero estalla, el gas en el Titan tiende a fugar sin explotar, este mismo material se utiliza en la fabricación de aviones boeing que da alta resistencia con poco peso”, puntualizó.

Aparte del gasoducto virtual, Lincoln

Composites también fabrica desde el año 1993 los tanques compuestos para gas na-tural vehicular (GNV) que tiene similar ca-racterística que el Titan, pero se lo utiliza en automóviles y buses. ▲


Silvana Cusanti explica las bondades del Titan Module.

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La petrolera estatal brasileña Petro-bras designó como presidenta eje-cutiva a la veterana ingeniera Maria

das Graças Foster, promoviendo a una respetada tecnócrata de sus propias filas para revertir el decepcionante desempeño de los últimos años, resultados que fueron publicados por la misma compañía.

Foster, una mujer de 58 años cercana a la presidenta de Brasil, Dilma Rousseff, reemplazó a José Sérgio Gabrielli, un eco-nomista que dirigió a la compañía desde 2005, pero tenía poca experiencia en el sector petróleo antes de asumir.

Petrobras, que desarrolla un plan de inversiones de más de 224.000 millones de dólares para explotar las decenas de miles de millones de barriles descubiertos en las costas del país, designa por primera vez a una mujer como presidenta de la compa-ñía.

Foster ocupaba el cargo como directo-ra del Área de Gas y Energía de Petrobras, desempeñando el grueso de su carrera profesional en la estatal, donde a lo largo de 31 años paso por infinidad de cargos de alta responsabilidad tras sus inicios como becaria en 1978.

“En esta compañía pasé por todos los niveles de jerarquía. Yo no amanecí direc-tora de Gas y Energía”, dijo Foster aludien-do al cargo que ocupa desde 2007

Foster es conocida por su fuerte tem-peramento y su cercanía con la presidenta Rousseff, también conocida por su carácter recio, además por su fama de trabajadora infatigable.

La prensa internacional saludó su no-minación como la llegada de “la mano de

hierro al petróleo”, un sector cada vez más estratégico para la sexta economía del mundo, con millonarias reservas de petró-leo en aguas ultraprofundas.

Foster, como es conocida, se trasladó muy joven a Río de Janeiro.

Casada y madre de dos hijos, procede de una familia humilde y trabajó desde jo-ven para costearse sus estudios y colaborar en la economía doméstica, según la prensa brasileña.

Estudió ingeniería química en la Uni-versidad Federal Fluminense (UFF), tiene un posgrado en Ingeniería Nuclear por la Universidad Federal de Río de Janeiro y un MBA en Economía por la Fundación Ge-túlio Vargas (FGV), según su curriculum.

La ejecutiva hizo un paréntesis dentro de la compañía para ejercer como secreta-ria de Petróleo, Gas Natural y Combustibles Renovables en el Ministerio de Minas y Energía entre 2003 y 2005, cuando la titular de esa cartera era la actual presidenta bra-sileña, Dilma Rousseff.

Por decreto de la Presidencia brasileña, Foster fue además secretaria ejecutiva na-cional del Programa de Movilización de la Industria Nacional de Petróleo y Gas y coor-dinadora interministerial del Programa Na-cional de Producción y Uso de Biodiesel.

Según colaboradores próximos a Fos-ter, citados por la prensa local, la ejecutiva, de 58 años, es leal, rígida, muy exigente en el cumplimiento de objetivos y goza de la confianza de Rousseff, otra mujer con perfil técnico y fama de autoritaria que ha alcan-zado la cima del poder.

Petrobras es una empresa de capital abierto controlada por el Estado brasileño, que posee más del 50% de las acciones con derecho a voto, y negocia sus títulos en las bolsas de Sao Paulo, Nueva York, Madrid y Buenos Aires. ▲

Maria das Gracas, amiga y compañera de lucha de la presidenta Rousseff, asumió las riendas de la principal empresa brasilera, con el desafío de mantener y superar el impulso con el que viene creciendo los últimos años y hacer ajustes.

MARíA DAS GRAçA FoSTER

foster, la ´dama de hierro´ de la industria petrolera brasilera

teXto: RE Y AGEnCIAs

Maria das Graças Foster, es la presidenta ejecutiva de Petrobras

INTERNACIONAL

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con el auspicio de

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con el auspicio de

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PRECioS DiARioS - METAl BUllETin (DEl 1 Al 10 DE FEBRERo 2012)

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Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

Fuente: CNDC

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ESTADíSTICAS

Dia jun jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb

1 1.033,1 1.014,8 988,0 1.059,5 1.003,1 1.010,2 1.079,6 832,8 1.045,22 1.029,6 909,7 1.009,9 1.073,2 949,3 920,3 1.100,5 914,6 1.046,23 1.027,9 876,4 1.019,3 1.011,0 1.090,0 1.083,6 1.037,3 1.060,6 1.069,14 966,8 998,4 1.024,7 987,6 1.103,1 1.093,3 977,5 1.093,4 979,05 889,0 1.013,8 1.001,5 1.068,2 1.088,0 1.024,7 1.094,6 1.093,3 949,36 1.003,2 1.019,8 886,7 1.081,7 1.096,7 961,5 1.117,8 1.060,8 1.082,87 1.021,7 999,9 911,6 1.101,2 1.062,4 1.100,7 1.114,3 965,2 1.103,58 1.034,1 1.019,3 1.024,8 1.048,4 969,3 1.089,7 1.070,0 954,4 1.113,59 1.024,0 961,7 1.049,3 1.034,4 939,4 1.106,4 1.076,5 1.067,6 10 995,0 895,5 1.031,8 988,0 1.071,2 1.118,1 1.034,2 1.039,5 11 908,8 1.034,1 1.032,3 944,4 1.044,0 1.072,0 981,8 1.025,1 12 865,3 1.045,4 1.022,5 1.066,4 1.060,9 1.039,6 1.105,6 1.011,2 13 984,4 1.042,5 1.011,7 1.076,9 1.060,5 1.002,4 1.064,6 1.031,6 14 985,8 1.042,3 943,6 1.088,8 1.029,6 1.067,2 1.037,0 994,8 15 1.013,3 1.045,3 1.068,1 1.104,5 929,7 1.075,1 1.098,8 950,2 16 1.039,8 962,2 1.041,8 1.103,3 920,7 1.068,7 1.090,1 1.071,9 17 1.030,8 904,4 1.090,3 1.025,9 1.053,4 1.073,8 1.003,7 1.098,1 18 970,0 1.018,4 1.102,0 929,7 1.083,5 1.098,4 963,9 1.055,0 19 924,7 1.018,6 1.035,6 1.062,8 1.093,3 1.016,2 1.089,7 1.100,0 20 1.045,3 1.029,1 935,3 1.061,8 1.079,9 979,4 1.117,2 1.080,5 21 1.005,6 1.010,3 910,8 1.088,0 1.094,6 1.082,6 1.094,6 1.005,1 22 1.023,1 1.024,0 1.015,9 1.093,6 1.025,1 1.082,3 1.079,7 905,7 23 898,3 969,0 1.038,3 1.080,8 984,3 1.098,8 1.070,6 960,4 24 989,0 921,7 1.046,3 970,8 1.103,6 1.110,1 980,5 1.054,4 25 922,9 1.017,9 1.057,6 952,2 1.085,8 1.105,8 848,0 1.006,4 26 878,7 1.013,5 1.060,0 1.084,1 1.082,2 1.028,9 953,7 1.052,5 27 995,8 1.036,5 1.019,2 1.093,5 1.102,4 993,8 1.088,8 1.063,8 28 1.008,9 1.048,1 978,9 1.035,2 1.072,7 1.068,8 1.102,4 1.009,9 29 1.028,9 1.036,2 1.082,4 1.052,2 1.052,4 1.078,5 1.085,1 940,7 30 1.012,6 939,8 1.073,5 1.098,4 911,0 1.084,6 1.055,8 31 876,6 1.059,5 1.034,2 1.084,5 Max. 1.081,7 1.080,7 1.045,3 1.048,1 1.102,0 1.104,5 1.103,6 1.118,1 1.113,5

DíAS

ENERGíA DIARIA INYECTADA EN MW (del 1 al 09-02-2012)MW

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

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y TrinidadLos valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC)

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

Termoeléctrica

Hidroeléctrica

May jun jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene FebCRE - Santa Cruz 376,1 348,2 347,7 386,7 404,8 401,0 415,2 422,4 413,8 399,7ELECTROPAZ - La Paz 265,6 269,4 271,6 272,4 266,0 266,1 264,1 260,0 255,3 252,6ELFEC - Cochabamba 165,5 167,1 166,1 169,8 171,2 172,4 170,1 170,6 164,1 166,8ELFEC - Chimoré 8,8 9,0 8,9 10,2 9,9 9,7 9,9 9,5 9,2 9,6ELFEO - Oruro 50,8 51,1 50,6 51,8 51,2 50,1 48,6 49,9 49,2 49,7ELFEO - Catavi 16,7 18,4 18,7 18,4 18,4 17,1 16,5 17,1 16,0 14,9CESSA - Sucre 38,4 38,6 37,6 38,4 38,5 38,8 38,1 40,2 37,6 38,2SEPSA - Potosí 36,8 38,6 38,1 39,3 38,3 38,9 38,2 39,4 39,5 39,0SEPSA - Punutuma 7,2 7,7 7,6 7,4 7,3 6,9 6,7 6,7 6,3 6,3SEPSA - Atocha 11,2 11,5 11,5 11,3 10,9 10,7 10,6 10,4 10,1 10,2SEPSA - Don Diego 6,0 5,2 5,8 5,7 5,9 5,9 5,7 5,7 5,5 5,7ENDE - Varios (2) 12,9 14,4 13,4 15,4 15,3 15,6 16,1 16,0 15,3 15,4SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 51,8 50,7 51,5 52,2 51,3 50,9 51,9 52,7 54,0 53,9Otros - C. No Regulados 15,1 14,7 15,2 15,2 15,2 15,0 15,2 15,1 15,1 14,7Varios (1) 2,1 1,7 2,2 2,1 2,2 2,2 2,0 2,0 2,0 1,9TOTAL COINCIDENTAL 1.031,0 993,5 995,1 1.050,1 1.052,0 1.052,5 1.065,5 1.067,4 1.045,2 1.056,5

reporte energía edición n° 72

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