Anuario 2013 Reporte Energia

www.reporteenergia.com
ISSN 2070-9218

REPORTE

2013
brasil el ‘imán’
petrolero regional

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

bolivia consolida
‘despegue’ gasífero
Crecieron volúmenes de producción del
fluido, se puso en marcha obras de infraestructura y se adjudicó proyecto de
Urea. La exploración sigue rezagada.

nota alta para la
energía renovable
Se marcó un hito para las energías alternativas de América Latina, puesto que se
sentaron las bases para ejecutar proyectos
de generación que llegan a 1.000 MW.

alerta por precios
bajos de minerales
La caída del valor del oro, plata y estaño en el mercado internacional, puso en
aprietos a la industria de los países de la
región que comercializan estos metales.

Diciembre 2013 - Enero 2014

Foto: Reporte Energía

INFORMACIóN ENERGéTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

pág.

EDITORIAL

4

staff

Año atípico

Director
Miguel Zabala Bishop
Redacción
Jefe de Redacción
Franco García
Periodistas
Lizzett Vargas
Edén García

Miguel Zabala Bishop
Director

Reportajes Especiales
Cristina Chilo

P

Redes Sociales
Doria Añez
Producción
Diseño y Diagramación
David Durán Rodríguez
Administración
Gerente General
Branko Zabala
Gerente Administrativa
Ema Peris

Al arrancar el año, seguimos escuchando el discurso oficial anunciando una nueva ley, tanto para hidrocarburos como para el sector eléctrico, sin que hasta el cierre de este resumen anual ambas normas hubieran
sido promulgadas, desconociéndose además el avance en su elaboración, a pesar del reclamo de analistas,
departamentos productores y la industria en general, para que ello ocurra.
Sin embargo, se han firmado nuevos contratos de Servicios Petroleros de Exploración y Explotación en las
Áreas Reservadas para Yacimientos YPFB, Cedro, Huacareta, El Dorado Oeste, San Miguel e Isarsama con las
empresas YPFB Chaco, BG Bolivia Corporation y Petrobras Bolivia en bloques de áreas tradicionales y no
tradicionales, como Lliquimuni, en el marco de la Ley 3058 vigente. A esto se suma la falta de una nueva
certificación de reservas, aunque el anuncio de la misma se repitió a lo largo del año a través de los responsables, por lo que se espera que sea lanzada la licitación para la contratación de una empresa certificadora
en algún momento del 2014.

Gerente Comercial
Kathia Mendoza
Gerente de Marketing
Lauren Montenegro

Diciembre 2013/Enero 2014
Santa Cruz, Bolivia

REPORTE 2013
es un producto de

Reporte Energía es una publicación de
Reporte Energía S.R.L.
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ISSN 2070-9218
ISSN 2070-9218

LATINOAMERICANA PARA
EL DESARROLLO

SOSTENIBLE

Diciembre 2013 - Enero 2014

2013


INFORMACIóN ENERGéTICA

REPORTE

robablemente el 2013 sea considerado como un año atípico en materia de inversión y desarrollo de la industria hidrocarburífera y energética en Bolivia, ya que tuvimos la consolidación del mega proyecto Margarita
en su segunda fase, así como el impulso a las plantas de separación de líquidos y los nuevos contratos petroleros.
Es de destacar que después de más de cinco años de negociaciones con YPFB, finalmente se lanzó el proyecto Azero liderado por la francesa Total en sociedad con la rusa Gazprom, y un compromiso de inversión
de unos 130 millones de dólares, generando expectativa por el potencial exploratorio del bloque y la experiencia de ambas socias.

brasil el ‘imán’
petrolero regional

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

bolivia consolida
‘despegue’ gasífero

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

nota alta para la
energía renovable

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

alerta por precios
bajos de minerales

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

Quizás lo atípico no ha sido el crecimiento de la producción en relación al año anterior, sino el inicio madrugador del análisis y la negociación con Brasil para la renovación del contrato de compra venta de gas natural
que concluye el 2019. Este análisis viene acompañando a las tres rondas de licitación internacional lanzadas
por la ANP brasilera este año para bloques en el Pre-sal, con resultados altamente positivos y en el que los
grandes players se hicieron presentes con importantes
compromisos de inversión, lo que le cambia el perfil al
principal mercado de exportación de gas natural boliviano y por lo tanto su posición negociadora en los
años previos a la conclusión del contrato.
En el presente Reporte 2013, debemos destacar el análisis de algunos expertos de la región, principalmente
Perú y Brasil. El primero, afectado por la lentitud en los
procesos de aprobación de licencias y la consulta previa y el segundo con alta inversión en la industria, enfocada especialmente en el desarrollo de las reservas
costa afuera del Pre-sal.
En síntesis, este fue un año puente que debe llevar a decisiones importantes en 2014, tanto en Bolivia como
en el resto de la región.
Gracias por seguirnos durante la gestión que concluye y auguramos un año informativo del más alto nivel y
con sorpresas para nuestros más fieles lectores. ▲

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

Foto Portada: Reporte Energía

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

REPORTE

2013

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

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

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

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PETRÓLEO & GAS

6

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

Este artículo es una transcripción de declaraciones del viceministro de Exploración y Explotación a Reporte Energía.

2013

REPORTE

*

EDUARDO ALARCÓN,
VICEMINISTRO DE E&E*

eso estamos los servidores públicos
para cumplir con nuestra función.
En el tema de reservas como
todo recurso no renovable, al descubrirse y sacarse a la superficie para
comercializarlo se agota, es un proceso normal que sucede en cualquier
país. Lo que tenemos que pensar es
reponer las mismas y descubrir nuevas.
El presidente de YPFB Carlos Villegas dijo en el Encuentro Soberanía Hidrocarburífera que con lo que
tenemos actualmente llegamos al
2023. Este análisis lógicamente está
en función de los volúmenes de pro-

Foto: Archivo RE

V

amos a decir en general que el sector hidrocarburos se encuentra en un
buen momento en el país. Fruto de
ello son los volúmenes de producción y exportación, el cumplimiento
del mercado interno y externo y los
procesos de construcción de las plantas de separación. Además se evidencia el inicio de la industrialización en
forma real con la Planta de Amoniaco
Urea en Bulo Bulo y otros planes de
industrialización, que están a nivel de
proyectos, pero que se van a cumplir
hasta el 2025.
Evidentemente el tema de exploración es el tema más crítico, el
que requiere mayor atención de los
técnicos, autoridades y la población
en general porque esta actividad se
efectúa para descubrir hidrocarburos, que se transformarán luego en
recursos económicos para el país.
En este marco se tienen 41 contratos de operación, 12 contratos que
están siendo aprobados por la Asamblea Legislativa
Plurinacional y
otros que
se
encuentran
en negociación,
áreas importantes en el sur y en la
parte central del país. Existen convenios de estudios, planes de adquisición sísmica y planes de geología; es
decir, estamos viviendo un repunte
de la exploración.
Lo que sí tenemos que hacer
es un seguimiento al trabajo, a este
avance, para que precisamente los
resultados de estas labores exploratorias en estas nuevas áreas sean
continuos y entren a tiempo a los
programas de trabajo, de desarrollo y
producción de los campos que están
actualmente activos, especialmente
de los megacampos: San Alberto,
Sábalo, Margarita, Huacaya, Aquio e
Incahuasi, y otros campos menores
que son importantes y que suman
volumen a las reservas.
Estamos cumpliendo esa meta.
Hay que hacer seguimiento, elaborar
reglamentaciones y una nueva ley
que facilite y agilice los trabajos, además de ver el tema ambiental.Para

Foto: Archivo RE

‘El país repunta en
la exploración
hidrocarburífera’

ducción, de las solicitudes que existe,
de los compromisos del mercado interno y externo. Esto no quiere decir
que sea justo en esa fecha, puede ser
un año más o un año menos, pero
hay que considerar ese tiempo como
un punto de vista importante para
definir la ruta a seguir.
Y eso es lo que se está haciendo. Es posible que en algunos años,
exista alguna falencia en los volúmenes de producción, pero para eso se
está desarrollando los campos. Por
eso es fundamental el seguimiento al
trabajo de desarrollo de los campos
actuales.
Al margen de la etapa de exploración, hay proyectos importantes
como el pozo Timboy en el Aguaragüe, que puede descubrir nuevas
reservas. Si en este campo se halla
gas y condensado en dos o tres años
puede incorporarse como campo
productor y brindar mayor seguridad
de reservas más allá del 2023.
La exploración es una actividad
continua, no puede ser descuidada
en ningún momento porque el tema
es crítico. No se hace en poco tiempo, dura de cinco a 10 años. A veces
hay que hacer uno o dos pozos para
descubrir un campo.
Hemos tenido mucha suerte en
el sur del país sobre todo en los primeros pozos que fueron exitosos.
Sin embargo, cada vez las estructuras son más complejas y difíciles y se
requiere más trabajo e inversión. La
exploración es cara y por ende los
trabajos tienen que hacerse adecuadamente, con toda la tecnología de
punta para tener un buen proyecto
exploratorio y disminuir el riesgo en
lo posible. ▲

YPFB Corporación estima 5,75 MM de barriles de petróleo y 0,7 TCF de gas natural en el pozo Timboy-X2.

pág.

PETRÓLEO & GAS

B

olivia ha experimentado un nuevo récord en cuanto a volumen de inversiones que superan los 2 mil millones de
dólares solamente en el sector hidrocarburos y en el área eléctrica un monto
menor. Esto refleja una nueva dinámica,
como no se ha visto en otros años y
muestra el impulso que dio el Gobierno
para que distintos proyectos energéticos se materialicen.
Eso significa evidentemente que
los equipos de las instituciones y ministerios desdoblen esfuerzos, también
representa riesgos inminentes, porque
cuando hay una actividad relacionada
a los recursos naturales se genera alta

sensibilidad ambiental y socio ambiental, que afortunadamente se ha ido manejando de manera responsable, conforme a lo que establece la normativa.
Este año estaríamos cerrando entre
10 y 11 procesos de consulta y participación, lo que significa viabilizar en términos monetarios una cantidad superior
a mil millones de dólares solamente en
inversión en el sector hidrocarburos.
Esto forma parte de la dinámica de este
proceso, que esperamos se siga manteniendo en el próximo año. Hay nuevos
contratos y eso significa estar preparado para los desafíos
Por otro lado un componente im-

Foto: Archivo MHE

Franklin Molina, viceministro de Desarrollo
Energético de Bolivia*

portante producto de la Agenda Patriótica del Bicentenario es el elemento del
fortalecimiento de nuestras instituciones, del rol del Ministerio de Hidrocarburos y Energía en materia de políticas
públicas, de las empresas que están a
cargo de estos proyectos importantes
para el país a la cabeza de Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos y finalmente una actividad de fiscalización y
transparencia sobre el manejo de los recursos económicos, con una rendición
de cuentas hacia la sociedad civil.
* Este artículo es una transcripción
de declaraciones del viceministro de
Desarrollo Energético de Bolivia a RE. ▲

2013

REPORTE

Consulta y
participación
viabilizaron más de
$us 1 mil millones

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PETRÓLEO & GAS
Foto: Archivo / Reporte Energía

8

La subsidiaria de
YPFB Corporación
espera que las entregas del energético, según contrato
vigente con Enarsa,
pasen de interrumpibles a una asignación
en firme.

Y

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

YPFB Andina
incursionó en el
mercado gasífero
argentino
Los hitos institucionales
RGD -87 D.- La perforación tenía el objetivo de
confirmar el potencial del reservorio Iquiri-1. Se
prevé un incremento de más de 100 billones de
pies cúbicos a las reservas de Río Grande, campo
que superará la producción de 65 MMpcd.
Pozo SIR-5.- En dos meses, y con una inversión
que no superó los $us 3 millones, la compañía
habilitó el pozo SIR-5, que estaba ya cerrado, con
una producción promedio de 4.4 MMpcd y 90
BPD de condensado; volúmenes que ingresaron
al mercado de exportación y que representan un
40% de incremento de producción del campo
Sirari.
Boquerón y Sirari.- Ante la suba en la producción
de los campos que YPFB Andina explota en el
norte de Santa Cruz, se construyó un gasoducto
de 6” con un extensión de 7,7 km entre los campos Boquerón y Sirari.

REPORTE

2013

DATOS

90%

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

de ejecución
de inversión

24%

más de producción de
gas

34%
de tributos
petroleros

Hasta agosto de 2013
se obtuvo 205,06
MMpcd de producción de gas.

El aporte de impuestos de la compañía
creció en más del 20%
en la última gestión.

PFB Andina participó en el 2013 en las
entregas de gas natural que efectuó
YPFB Corporación a Energía Argentina (Enarsa), en el marco del contrato
interrumpible, habiendo cumplido
satisfactoriamente este objetivo, por
lo que solicitó se le incluya de manera permanente como proveedor del
fluido para este mercado, tomando en
cuenta que cuenta con un excedente
de producción.
“Desde el 2012 venimos cumpliendo los acuerdos de entrega suscritos
con Casa Matriz, incluso la mayor disponibilidad de producción nos ha
permitido cubrir otros mercados inicialmente interrumpibles como el de
Enarsa, el cual pretendemos que se nos
asigne en firme”, afirmó el presidente
ejecutivo de YPFB Andina, Jorge Ortiz
Paucara, según su revista institucional
correspondiente al mes de noviembre
de la pasada gestión.
Según datos de la Gerencia de Comercialización de la compañía, entre
enero y agosto de 2013, la producción
de los campos operados se incrementó en 24,3% al pasar de 164,99 a 205,06
MMpcd.
El incremento de los 40 MMpcd
permitió superar los volúmenes de
producción comprometidos y establecidos en los Planes de Trabajo y
Presupuesto (PTP) aprobados por YPFB
y participar en el mercado argentino,
con precios superiores a los del mercado brasileño GSA (acuerdo de suministro de gas con Brasil), “generando
importantes ingresos para la empresa”.
La participación promedio mensual de producción de gas natural de
los campos operados de YPFB Andina respecto a la producción nacional
entregada a YPFB pasó de 8,9 a 9,9
hasta agosto de 2013, alcanzando los
mismos niveles de YPFB Chaco. Si se
considera la producción de campos no
operados, YPFB Andina consolida una
participación del 34,74% en la producción total del país.
Con una proyección de demanda
promedio de 31,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural
(MMmcd) para el mercado brasileño
en el tercer cuatrimestre de 2013, se
estima que la asignación de entregas
de gas tanto para el mercado interno
como para el GSA llegaría a 170 MMpcd
para la empresa.
Siendo que la capacidad de entrega de la compañía se halla por encima
de los volúmenes comprometidos, el
excedente de poco más de 40 MMpcd
se destinará al mercado argentino o a
cualquier otro requerimiento adicional
de mercado por parte de YPFB.
Finalmente, Ortiz explicó que la
tendencia de incremento de los volúmenes de producción continuará
en los campos del Área Norte y de
Río Grande, estimándose una proyección de entregas superiores a los 215
MMpcd para la gestión 2014. ▲

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PETRÓLEO & GAS

9

REPORTE

2013

pág.

PETRÓLEO & GAS
Foto: Archivo Bolinter

10

Una de las principales razones para
añadir otras actividades a la actual
es que cuenta con
una utilidad neta
anual que oscila
entre $us 50 MM
a $us 60 MM.
El Cruce Dirigido Río Grande fue una de las obras más importantes de mantenimiento del Gasoducto Bolivia -Brasil de los últimos años.

GTB mira a argentina y
a la industrialización

U

REPORTE

2013

na modificación trascendental de la actividad que desarrolla Gas TransBoliviano
(GTB) en la cadena de hidrocarburos está
en puertas. La compañía que transporta
gas natural de Bolivia hacia Brasil analiza,
junto a YPFB Corporación, de la que es
afiliada, su nuevo rol en esta industria, reveló el presidente de su directorio, Santiago Sologuren a Reporte Energía.
Entre las opciones que se estudian
figuran la de participar en algún segmento de la industrialización del gas
natural, como por ejemplo la producción de plásticos, pero también se barajan otras alternativas en este rubro.
Así mismo existe interés en formar parte
del negocio de la venta de gas natural a
Argentina.
“La empresa está en proceso de reestructuración, de mirar hacia sí misma, al
país y proponer que es lo que puede hacer para el bien de los hidrocarburos en
Bolivia. Se trata simplemente de un análisis, no tenemos nada definido. Se está
viendo diferentes posibilidades, pero en
última instancia quien tiene que definir
es YPFB Corporación”, aclaró Sologuren.
Una de las principales razones por
las que GTB estudia añadir otras funciones a su principal actividad, que consiste
en transportar gas natural, es que cuenta
con una utilidad neta anual que oscila
entre $us 50 millones a $us 60 millones y
su rentabilidad creció tras haberse pagado la totalidad del costo del Gasoducto
Bolivia – Brasil (Gasbol), por lo que cuenta con los excedentes suficientes para
emprender otros negocios.
Gas TransBoliviano es la empresa
filial de YPFB que opera el sistema de

transporte de gas natural de Bolivia a
Brasil. El gasoducto comienza en la Estación de Medición de Río Grande, próxima a Santa Cruz de la Sierra y atraviesa
las provincias Cordillera y Germán Busch
hasta llegar a la frontera con Brasil, en la
Estación de Medición Mutún.
Para transportar el fluido la empresa
cuenta con cuatro estaciones de compresión y dos de medición. El sistema
de transporte que inició su operación
en julio de 1999 tiene 557 kilómetros
de longitud y un ducto de acero de 32

pulgadas de diámetro, con capacidad de
entrega en frontera de 32,85 millones de
metros cúbicos diarios. Fue construido
en cumplimiento a la legislación boliviana, las normas ambientales y estándares
de calidad a nivel mundial.
La composición accionaria de GTB
SA fue modificada en el 2012 y a principios de 2013 mediante la transferencia
de acciones a EIG Bolivia Pipeline AB que
actualmente tiene el 38% de las mismas,
Petrobras Gas SA se quedó con el 11% e
YPFB Transporte con el 51%. ▲

Opinión
Santiago Sologuren, presidente de GTB SA

‘Hay que vender
menos gas a Brasil’
El objetivo principal de la nacionalización es que
la gran riqueza de los hidrocarburos debe ser para
los bolivianos. En un momento había que capitalizarse (algo más de una década), y se tuvo que apostar por vender gas
natural, pero ahora se debe avanzar en reducir paulatinamente esa
comercialización.
Por ejemplo Korea, no tiene gas y tiene que comprarlo, pero es
uno de los líderes del mundo en su industrialización.
Con Brasil el 2019 se definen varias cosas. Estamos próximos a
esa fecha y en mi opinión hay que ir haciéndole ver a Brasil que ya
no vamos a venderle tanto como ahora.
Se le venderá dos tercios, luego se disminuirá a un tercio y luego nosotros debemos hacer petroquímica con ese gas. Así vamos
a ganar muchísimo más, pero Brasil debe saber eso. Argentina también. En una primera etapa era importante vender, nos estábamos
capitalizando, ahora quizás debemos vender un tiempo más, pero
después no.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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12

PETRÓLEO & GAS
Inversiones en Exploración y Explotación (1997 – 2014)

Gas: Plantas y más
producción lo
mejor; dudas en el
futuro de reservas
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (en mmmcd)

INGRESOS POR LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

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

REPORTE

2013

E

l aumento de la producción de gas natural y el cumplimiento de los compromisos con los mercados externos, fue
considerado uno de los aspectos positivos en la industria de los hidrocarburos
en la gestión 2013 en Bolivia, aunque el
incremento de reservas de este fluido
queda como tarea pendiente otro año
más, coincidieron en señalar analistas
consultados por Reporte Energía.
Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) la producción
de gas natural repuntó desde 2011 con
48,89 millones de metros cúbicos por
día (MMmcd), 2012 sumó 54,3 MMmcd
y continuó el 2013 con 58.03 (hasta
agosto de 2013).
Al respecto, el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB), Carlos Villegas, señaló en septiembre pasado que la producción de
gas natural se situaba en 60 MMmcd
y que con los incrementos que se tenían que registrar por parte de varias
empresas mejoraría la capacidad de
procesamiento del fluido, por lo que
incluso se contaría en el 2014 con 70
MMmcd.
Los aumentos de la producción
del energético están ligados a la segunda fase de Margarita, la Planta de
Procesamiento de Gas Natural de Itaú
y otros que permitirán “cubrir con
holgura todos los requerimientos del
mercado interno y los compromisos
de exportación con Brasil y Argentina”,
explicó.
Sin embargo, la atención al mercado interno con gas natural, se incluye
en la lista de “pendientes” del año que
concluyó, señaló el analista y ex ministro
de hidrocarburos, Mauricio Medinaceli,
opinión que es corroborada por fábricas de cemento como Itacamba y Soboce que han requerido la provisión de
este energético, pero que hasta el cierre
de esta edición no les fue otorgada.
“Lo positivo del año 2013 fue la exportación de gas natural, en particular
a la Argentina. Lo negativo, el incremento en el valor de importaciones de
diésel oil y la discusión sobre el nivel
de reservas de gas natural”, comentó.
Justamente, un tema que aún no
fue resuelto por las autoridades gubernamentales del sector hidrocarburos, tiene que ver con la reposición
y aumento de reservas gasíferas que
según la certificadora Ryder Scott se
encontraba en el 2009 en 9,94 trillones de pies cúbicos (TCF por su sigla
en inglés).
La estatal petrolera anunció que
las reservas probadas de gas natural
en territorio boliviano se incrementaron a 11,2 TCF hasta diciembre de 2012,
aunque este cálculo deberá ser certificado en el primer semestre del 2014,
se afirmó.
En este marco, el máximo ejecutivo de YPFB había mencionado que haciendo una proyección del incremento
de la demanda de gas hasta el 2025, las

pág.

PETRÓLEO & GAS

DATOS

60

MMmcd

11,2
TCF

2023
año

3.229
$us

Es la cifra de producción de gas natural
que se registró hasta
septiembre de 2013,
según YPFB.

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

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

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

Carlos Miranda

Ex- Superintendente de hidrocarburos

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

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

2013

REPORTE

actuales reservas de 11,2 TCF alcanzarían
hasta el 2023 y si la misma se mantendría
con los mismos niveles de consumo que
el año 2013, las reservas llegarían incluso
hasta 2027.
Por su parte el ex superintendente de
hidrocarburos de Bolivia, Carlos Miranda, afirmó que “la labor pendiente fundamental continúa siendo el descubrimiento de reservas superiores a las que
han sido utilizadas el año anterior. Otras
labores que coadyuvarían son el revisar
la actual legislación petrolera, incluyendo
el sistema impositivo y los requisitos para
trabajo en las áreas protegidas”.
Reporte Energía envío cuestionarios
a ejecutivos de las compañías petroleras
subsidiarias de YPFB Corporación para
conocer su percepción sobre la situación
de la industria de los hidrocarburos en
Bolivia, pero se excusaron de emitir criterio alguno. Asimismo, no se logró obtener
respuesta oportuna del Ministerio de Hidrocarburos y Energía a una entrevista de
evaluación de la gestión 2013.
Por otro lado, el Estado Plurinacional
de Bolivia recibió más de $us 3.229 millones por concepto de pago de Regalías,
Participación e Impuesto Directo a los
Hidrocarburos (IDH), entre los meses de
enero y noviembre de 2013, monto que
supera en 27.6% al registrado en similar
periodo de 2012. ▲

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PETRÓLEO & GAS

Un consorcio internacional, que incluye a Petrobras, se adjudicó la explotación del yacimiento Libra.

Foto: elinversoronline.com

En mayo de 2013, Bolivia emprendió el camino del
autoabastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP) con
la inauguración de la Planta Separadora de Líquidos Río
Grande en Santa Cruz.

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

REPORTE

2013

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

Foto: skyscrapercity.com

En Lima, Perú, se realizó el primer evento de exploración sísmica, donde estuvieron los gurús del rubro, organizado por IGEF.

Foto: mybusinessminegocio.com


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Foto: noticiasstarmedia.com

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PETRÓLEO & GAS

La refinería de La Plata, Argentina quedó fuera de operación por una semana debido a las inundaciones que sufrió este país.

Foto: pensandoelterritorio.com

Foto: Oleoducto Bicentenario.

Brasil realizó su primera subasta para explotar petróleo y gas en aguas muy profundas del océano Atlántico.

Foto:socwall.com

Foto: mybusinessminegocio.com

15

Foto: lavozdevalpo.com

Ecuador autorizó la explotación de los campos petroleros
del país ubicados en el Parque Nacional Yasuní.Sin embargo, condicionó la actividad al cumplimiento de estándares
para minimizar el impacto al medio ambiente.

Foto: primicias24.com

El Presidente de Chile, Sebastián Piñera, y su homólogo
de Estados Unidos, Barack Obama se reunieron en junio
para conversar, entre otros temas, sobre el interés del país
sudamericano de importar gas de Norteamérica.

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

2013

REPORTE

II Fase de la Planta de procesamiento de gas del proyecto
Margarita-Huacaya administrada por Repsol. Este complejo
incrementará la capacidad de procesamiento de 10,8 millones a 15 millones de metros cúbicos diarios de gas.


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

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PETRÓLEO & GAS

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El 2013 la compañía President Energy,
completó la adquisición de 2.000 kilómetros de sísmica 2D y
3D. A lo largo de esta
gestión se anuncian
perforaciones de pozos exploratorios.
Afirman que Paraguay se tiene que preparar para un posible hallazgo de petróleo en volúmenes comerciales en su territorio.

Paraguay, De los estudios a
la perforación petrolera

L

REPORTE

2013

os estudios y trabajos de prospección
petrolera realizados en el último tiempo
evidenciaron que se comenzó a trabajar
seriamente en este rubro en Paraguay,
comentan analistas y ejecutivos ligados a
este sector, por lo que los proyectos exploratorios entrararían en su fase decisiva
en el 2014 con las perforaciones de pozos.
En este marco, los trabajos de exploración de hidrocarburos en los bloques
Cruce de Demattei y Pirity (Pirizal), ubicados en la zona comprendida entre General Díaz y Ávalos Sánchez, en el departamento de Boquerón, son realizados por la
empresa President Energy, en asociación
con Pirity Hidrocarburos y Crescent Global Oil Paraguay SA.
Según medios impresos de Paraguay,
en el 2013 President Energy completó la
adquisición de 2000 kilómetros de sísmica 2D y 3D en ambos bloques, con una
inversión aproximada de $us 35 millones.
La empresa pretende perforar una
cuenca conocida como Loma de Olmedo, que se extiende hasta Argentina, país
que ya explota petróleo en la zona desde
el año 1982. Global Geophysical Inc., fue la
encargada de la adquisición de registros
sísmicos.
En este proyecto, se prevé la perforación de tres pozos de 4.500 y 5.000
metros de profundidad, cada uno, en
busca de petróleo, cuyo inicio está previsto para abril del 2014. La inversión
estimada será superior a los $us 100
millones, de acuerdo a versiones periodísticas locales.

Por su parte, la compañía Amerisur
Resources ha realizado varios estudios
del subsuelo paraguayo hace cinco
años, que indican una posible presencia
de hidrocarburos, y habría invertido alrededor de $us 7 millones en estudios de
subsuelo, también sobre gravedad con
la posibilidad de destinar $us 20 millones
más en esta búsqueda.
El programa de exploración se lleva
a cabo en las zonas de San Pedro y también en el sur del Chaco. Las perforaciones se harían en septiembre del 2014 “si
las cosas van bien”.
Según resaltaron, la empresa encontró petróleo en lugares donde no se creía

posible, como en el caso de Colombia,
donde perforaron 12 pozos y hallaron
crudo en cada uno de ellos, mismos que
ahora producen de 10.000 a 15.000 barriles por día, equivalentes a $us 1 millón
diarios.
De acuerdo con los datos obtenidos,
de cinco contratos que tiene Amerisur
Resources en Paraguay para la exploración y trabajos afines, cuatro se encuentran en el Chaco (uno en zona norte y
tres en el sur occidental), pero el más
maduro se encuentra en San Pedro, en la
Región Oriental, al que llaman la Cuenca
del Paraná, cerca de las localidades de
Resquín, Choré y Liberación. ▲

Reglas del juego
y potencial
De acuerdo a la percepción de algunas compañías petroleras, difundidas en medios
de comunicación de Paraguay, se espera que el hallazgo de petróleo no cambie las
reglas de juego actuales, sino que sean estables, basadas en la Ley 779/95, de Hidrocarburos, que establece las condiciones, tal como sucedió en otros países donde el
Estado y las empresas salieron beneficiadas.
Además existe coincidencia en que el país petrolero se tiene que preparar ante
la posibilidad de encontrar el crudo, en aspectos referidos a legislación, recursos humanos y tecnología para crear una industria eficiente, con sana competencia.
Por otro lado, Paraguay comparte cinco cuencas sedimentarias con países vecinos, en cuatro de las cuales existe producción de hidrocarburos, por lo que no se
tiene razón técnica para que este país carezca de tales recursos, destacaron, pero
se debe efectuar las perforaciones para tener contacto con el yacimiento potencial.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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Foto: infosurhoy.com

PETRÓLEO & GAS

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Undécima Ronda
Petrolera para la
licitación de 13
bloques de exploración y extracción en Ecuador
cerró después de
un año con cuatro
ofertas.

ecuador:
tímidos
resultados
en licitación
de bloques
marcan ruta

L

a undécima ronda petrolera Sur Oriente
de Ecuador para la licitación de 13 bloques de exploración y extracción cerró
después de un año con cuatro ofertas,
que se espera incidan en el dinamismo de
esa industria si se concluye con la adjudicación.
El 28 de noviembre de 2013 se abrieron las ofertas presentadas para una licitación de 13 bloques, en la que se recibieron
ofertas para tres. La china Andes Petroleum Ecuador Ltda. presentó ofertas para
los bloques 79 y 83 y Repsol-Cuba lo hizo
para el área 29. También Petroamazonas,
que tiene reservados tres bloques extras,
presentó oferta para uno de ellos: el 28,
en consorcio con ENAP de Chile y Belorusneft de Bielorrusia.
La noticia recibió duras críticas de la
oposición al Gobierno del presidente Rafael Correa, pese a ello, el Jefe de Estado
dijo que ese concurso “no fue un fracaso”,
sino que “ha sido bastante exitoso”, puesto que en ninguna parte del mundo se
ofertan todos los bloques que aparecen
a licitación.
Por su parte el presidente de la Confederación de Nacionalidades Indígenas del
Ecuador (Conaie), Humberto Cholango,
en conferencia pública, señaló también

REPORTE

2013

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

que algunos factores internos incidieron
en que solo se hayan presentado cuatro
ofertas, aunque no detalló los mismos.
Por su parte analistas reconocidos de
Ecuador, Luis Calero entre ellos, manifestaron que no es la mejor idea que Petroamazonas se encargue de la exploración,
puesto que se trata de una tarea de alto
riesgo, que requiere gran inversión.
Por otro lado, otros expertos coinciden en que existe un ambiente hostil
desde el Estado a empresas petroleras,
tanto en el tema Chevron, Oxy, Perenco
y Petrobras. También existen problemas
con las comunidades, como en el tema de
Sarayacu. Incluso, el día de la Ronda existió
un comportamiento agresivo por parte
de activistas opuestos, señalaron.
Otro factor que jugó en contra de la
licitación fue la caída del precio del petróleo que hace que la inversión en este
sector se vuelva más riesgosa, puesto que
existe menor rendimiento.
De acuerdo con Calero, el Gobierno
deberá concluir el proceso de licitación,
analizar las ofertas y si se ajustan a las
condiciones, adjudicar. Si quiere continuar
con el resto de bloques, debe reiniciar el
proceso con condiciones más atractivas,
dijo. ▲

Petroamazonas explotará
lotes al borde de Yasuní ITT
La estatal ecuatoriana Petroamazonas explorará los lotes petroleros en la selva amazónica que no despierten interés entre inversores privados en una licitación, anunció el presidente de Ecuador,
Rafael Correa.
Los bloques en cuestión están cerca de la frontera con Perú,
lejos de la infraestructura petrolera y en el borde del parque Yasuní, una reserva en el corazón de la selva que alberga una gran
biodiversidad y en donde habitan dos pueblos indígenas en aislamiento voluntario.
Se calcula que los bloques tendrían un potencial de reservas
de hasta unos 1.500 millones de barriles. En la reserva también
se encuentra el bloque Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) con
reservas de unos 920 millones de barriles de crudo y que será explotado por la estatal. La licitación ha despertado fuertes críticas
de indígenas y ecologistas, que han amenazado con realizar movilizaciones y acudir a organismos internacionales para evitar su
explotación.
En septiembre de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la iniciativa ambiental, que pretendía dejar
en tierra el petróleo del ITT a cambio de una contribución internacional. Grupos de ecologistas y algunos políticos criticaron la
decisión.
Para los analistas el fracaso de la denominada Iniciativa Yasuní
– ITT era inevitable, primero por su baja recaudación, la que debía
llegar a los $us 3.600 millones frente a los $us 60.000 millones que
generaría el desarrollo del proyecto.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS

Imagen: hidrocarburosenanp.blogspot.com

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

Nuevo ‘boom’ gasífero
se retrasa en Perú
A pesar de la baja en la producción petrolera, disminución de la inversión en 30% y trabas ambientales,
se espera revertir esta situación a corto plazo.

DAToS
• Reservas de gas. Las reservas certificadas de Camisea suman 8.8 TCF,
pero las probadas superan las 14 TCF.
• Potencial. Con las reservas probables
que existirían en los lotes aledaños a
Camisea, el potencial en el ‘Gran Camisea’ (lotes 56, 57, 58 y 88) podría
elevarse a alrededor de 40 TCF o inclusive más.
• Candamo. En la zona de Candamo y
alrededores (Madre de Dios) el potencial hasta hace unos años era un poco
más de 10 TCF, pero ahora las estructuras revelarían más reservas.
• Gasoducto. Todo el gas del sur (Lotes
57,58 y 76) tendría que salir por el Gasoducto Sur Peruano, cuando este se
concrete.

REPORTE

2013

E

n la industria de los hidrocarburos de
la región se reconoce que el 2013 no
fue el mejor año para este sector en el
Perú, pese a ello existe optimismo entre
los expertos porque consideran que se
trata de una cuestión de tiempo para
que este país vuelva a experimentar un
nuevo “boom” de inversiones en el área
de gas natural especialmente.
Y es que las reglas de juego, incluyendo marco legal e impositivo, son de
total apertura a los capitales externos lo
que configura un panorama atractivo
para las compañías interesadas en invertir en el área petrolera; sin embargo
esto no parece ser suficiente para competir con Brasil o Colombia que también
se mueven para asegurar la presencia
de los grandes players mundiales.
Ante esta dura competencia, en diversos Foros, incluyendo el International
Gas & Energy Forum (IGEF), se recalcó
que es necesario agilizar los procesos
de obtención de licencias ambientales
y avanzar en la aplicación de la Ley de
Consulta Previa para atraer una mayor
inversión de las compañías que tienen
en fuerza mayor varios lotes.
Esta situación, sumada a otros aspectos, ha ocasionado que según la

Sociedad Nacional de Minería Petróleo
y Energía del Perú continúe la caída de
la producción de petróleo crudo, que
registra al cierre del 2013 un promedio
que no supera los 60 mil barriles diarios;
y la disminución de las inversiones en el
sector hidrocarburos de un 30%.
Estos datos poco alentadores se suman a la noticia de Perupetro, la agencia de promoción de la inversión en el
sector hidrocarburos, dio a conocer a
finales de noviembre que la licitación
pública para otorgar contratos de licencia de nueve bloques costa afuera fue
suspendida, sin haberse precisado una
nueva fecha para continuar el proceso.
Según la circular, esta nueva suspensión surgió ante el “requerimiento
de modificar las bases considerando el
alto nivel de complejidad técnica de los
lotes ofertados”.
Inicialmente, la adjudicación de estos bloques estaba programada para
octubre, luego fue postergada para fines de noviembre y, tras el comunicado,
no hay ninguna fecha para la culminación del concurso.
Pese a ello, el Ministerio de Energía
y Minas (MEM), Perupetro y los gremios
empresariales realizan esfuerzos para
coadyuvar en el despegue de este sector. Los principales escollos ya fueron
identificados y su solución pasa por
agilizar los trámites para la obtención
de las licencias ambientales y sociales,
por resolver la conflictividad social con
las comunidades ubicadas en las zonas
de los proyectos y por promocionar exhaustivamente el gran potencial geológico peruano. ▲

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PETRÓLEO & GAS

Foto: infraestructuraperuana.blogspot.com

21

Lote 76,
la razón para
el optimismo

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

2013

REPORTE

Ahora que ha concluido el proceso de aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA)
del lote 76, el camino está expedito para que
el operador Hunt Oil, junto a sus socias Repsol
y Pluspetrol, inicie la etapa de exploración confirmatoria de las reservas de gas que existirían
en dicho lote.
La aprobación de dicho EIA permitirá la perforación de ocho pozos exploratorios (y adquisición sísmica 2D) en el lote 76, lo cual demandaría una inversión $us 745 millones (estimada),
según el ministerio de Energía y Minas (Minem)
del Perú.
Las labores de perforación se iniciarían lo
antes posible, (marzo o abril del 2014) dado que
los estudios preliminares (sísmica) habrían arrojado estructuras que indican grandes reservas
de gas natural en la zona, y porque ya existe
un atraso aproximado de un año. Sin embargo,
existen también es posible que las tareas se demoren un año más.
Las reservas certificadas de Camisea ascienden actualmente a 8.8 Trillones de Pies Cúbios
(TCF por sus siglas en inglés) en los lotes 56 y
88, por lo que de confirmarse las prometedoras
estructuras de gas encontradas, las reservas podrían llegar a más de 20 TCF en el lote 76.

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PETRÓLEO & GAS
Foto: prensa.argentina.ar

22

Ven una posible asociación con la mexicana Pemex para el desarrollo del megayacimiento patagónico de Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF Argentina, Miguel Galuccio, explicó los detalles del contrato suscrito con la empresa Chevron, un acuerdo que busca atraer más inversión a ese país.

Pacto con Repsol e
ypf- chevron, abren
vía a inversiones
en argentina

E

REPORTE

2013

l acuerdo YPF-Chevron para explotar
petróleo no convencional y la potencial
compensación en favor de Repsol abre
la posibilidad de nuevas alianzas con
firmas petroleras extranjeras para dinamizar la industria de los hidrocarburos
en Argentina, con el fin de recuperar su
independencia energética.
La española Repsol venía reclamando poco más de $us 10.000 millones en
compensación por la expropiación de
acciones en YPF. Hasta el cierre de esta
edición estaba vigente un pre acuerdo
entre ambas compañías que supone
una compensación de $us 5.000 millones, a pagar en principio en bonos argentinos a 10 años al 8,5%, aunque esos
detalles, incluidas las garantías de pago,
son los que faltan por concretar.
Todo indica que hay un acuerdo
que involucra a tres gobiernos (Argentina, España y México) y a la empresa
en discusión para hacer esta compensación.
“Sellar un acuerdo entre Repsol y
el Estado argentino dará la confianza
necesaria para alcanzar nuevas alianzas
con posibles inversores y así poder im-

pulsar, en toda su dimensión, la explotación de (recursos) no convencionales”,
dijo el titular de YPF, Miguel Galuccio,
después de conocer este anuncio.
El máximo ejecutivo de la estatal
argentina del upstream afirmó además
que ve posible una asociación con la
mexicana Pemex para el desarrollo del
megayacimiento patagónico de Vaca
Muerta, que podría albergar una de las
mayores reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
Mientras tanto en México, el Consejo de Administración de Pemex tenía
previsto discutir la participación en este
yacimiento en la Patagonia de Argentina, pero aún no se tenía una posición
final al respecto, hasta el cierre de esta
edición.
YPF calcula que el yacimiento contiene 661.000 millones de barriles de
petróleo y 1.181 billones de metros
cúbicos de gas natural, una de las mayores reservas no convencionales de
América. De momento, solo Dow Chemical y Chevron se han interesado por
el yacimiento, descubierto por YPF en
2011. No muchas semanas después el

Gobierno inició los trámites para expropiar el 51% de YPF en manos de
Repsol.
Respecto al acuerdo con Chevron, Galuccio aseguró que para
lograr la independencia energética
resulta necesario “que aceptamos
que la estimulación hidráulica es fundamental para desarrollar estos recursos, que entendemos que no lo podemos hacer solos y cuando viene una
compañía como Chevron, y se sienta
en el asiento de acompañante, aceptamos que eso es necesario”, recalcó.
“El no convencional permitirá
también convertirnos en líderes tecnológicos dentro y fuera del país.
La independencia pasa porque los
argentinos seamos capaces de desarrollar nuestros propios recursos, el desafío está lanzado y necesitamos que
las empresas nos acompañen en esta
causa común”, puntualizó.
Para expertos del sector hidrocarburos consultados estos eventos
significan que Argentina está dando
seguridad de retorno a las inversiones
externas y quedaría claramente demostrado al salir al cruce de esta demanda
de Repsol.
El acuerdo involucra que esta retira
las demandas judiciales que ha planteado en tribunales internacionales,
entre otros el Centro Internacional de
Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (CIADI).
Además señalan, que entre las principales intenciones del Gobierno argentino están la de buscar inversiones
externas, préstamos internacionales y,
por lo tanto, volver a dinamizar el funcionamiento del orden capitalista en
Argentina, lo que supone asegurar la
rentabilidad empresarial a las inversiones, que quieran radicar sus capitales
en este país. ▲

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS
Foto: fotospublicas.com

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La 11ª subasta, la 1era del Pre – Sal y la 12ª destinada a gas natural posicionaron a este país como
receptor principal de los capitales externos.
La licitación del bloque Libra es la primera experiencia de Brasil bajo el modelo de producción compartida.

Brasil sedujo a los grandes
players petroleros

E

REPORTE

2013

l 2013 marca un antes y un después en
la industria de los hidrocarburos de Brasil
y de la región sudamericana, reconocen
expertos energéticos y autoridades brasileñas ligadas a este sector. La “danza”
de millones de dólares y la masiva presencia de grandes jugadores en las tres
subastas realizadas, reafirman a este país
como uno de los favoritos en atracción
de inversiones externas en la región.
En la 11.ª Ronda de la Agencia Nacional
del Petróleo, Gas y Biocombustibles
(ANP), celebrada en mayo de este año,
fueron rematados 142 de 289 bloques
ofrecidos en 23 sectores distribuidos en
11 cuencas sedimentarias: Barreirinhas,
Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas,
Pará-Maranhão, Parnaíba, PernambucoParaíba, Potiguar, Recôncavo, SergipeAlagoas y Tucán sur.
La subasta tuvo ingresos récord de
bono (cantidad pagada por las empresas en la firma del contrato), así como los
compromisos de programa mínimo de
exploración a cumplir por los ganadores
de las empresas. El área subastada era
100,3 mil Km2 de 155.8 mil Km2 ofertados.
En total, participaron 39 empresas
de 12 países, de los cuales 30 eran ganadoras, siendo 12 nacionales y 18 de
origen extranjero. Del mismo modo el
17 de septiembre, 31 contratos de la 11.ª
Ronda de la ANP fueron firmados por 8
empresas. En total, 118 contratos se rubricaron desde el 6 de agosto de 2013.
Por otro lado, el consorcio formado
por Petrobras (40%), Shell (20%), Total
(20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue el
ganador de la primera ronda para el Pre-

sal celebrada el 21 de octubre, en Río de
Janeiro, con la oferta de Libra en la cuenca de Santos.
El superávit de petróleo ofrecido por
el consorcio, criterio que definió el primer puesto en la subasta, fue de 41,65%.
Petrobras, que será el operador de Libra,
entró con un 10% a la puja, además de
su participación mínima con el 30% en
el área.
Según la ANP la oferta es una excelente oportunidad para la aceleración
del desarrollo industrial de Brasil y el
crecimiento de los niveles de empleo e

ingresos nacionales.
“El 75% de las regalías deberá ser
aplicada la capa Presal en educación y
25 por ciento en salud. Y estimamos que
sólo libra es capaz de generar unos 300
mil millones de reales en los pagos de
regalías más de 30 años de producción”,
señaló la directora general de la ANP,
Magda Chambriard.
Al respecto, el ministro de Minas y
Energía, Edison Lobão, dijo que la explotación de Libra inicia una nueva era
en Brasil, puesto que es un punto de inflexión entre el pasado y el futuro de la

Las tres subastas

las cifras

118

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

Contratos

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

%

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

41
6
%

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

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

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

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PETRÓLEO & GAS

Foto: cearaagora.com.br

25

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

Por su parte, el ministro interino de Minas y Energía, Márcio Zimmermann, señaló que la 12 ª Ronda tiene un papel pionero en el futuro y podría
contribuir al aumento de la producción de gas en
este país.
Si bien algunos analistas consideran que la
primera de las subastas realizadas el 2013 fue exitosa y las restantes más modestas, en general se

vislumbra una gran actividad para los siguientes
años que permitirán a Brasil no solamente aumentar su producción petrolera y gasífera, sino
llegar a la autosuficiencia energética.
Los países vecinos, Bolivia entre ellos, han mirado con asombro este dinamismo de la industria
hidrocarburífera brasileña, que deja de lado el letargo de la inversión de años anteriores. ▲

2013

REPORTE

industria petrolera de su país.
La licitación del bloque de Libra es la primera
experiencia de Brasil en producción compartida. El área se encuentra en la cuenca de Santos,
a unos 170 km de la costa del Estado de Río de
Janeiro y tiene unos 1.500 km2.
En el caso de la 12 ª ronda de la subasta se
prevé una inversión de más de 500 millones de
reales, teniendo en cuenta sólo el Programa Exploratorio Mínimo (PEM) ofrecido por los vencedores de la licitación. Se adquirieron 72 de los 240
bloques ofrecidos mientras que el contenido local promedio ofrecido es 72.61 % para la fase de
exploración y 84,47 % para el desarrollo.
Petrobras compró solo o en consorcio, 49
bloques, 43 como operador. En total, 12 empresas presentaron sus ofertas ganadoras, 8 brasileñas y 4 extranjeras. Los otros ganadores fueron:
Alvopetro, Bayar, Companhia Paranaense de
Energia, Cowan , GDF Suez, Geopark , Aceite Nuevo , Oro Negro , Petra Energia, Petrobras y Trayectoria Tucumán .
Al respecto, Chambriard, destacó como
principales éxitos de la 12 ª Ronda los resultados
obtenidos en la Cuenca del Paraná, como una
nueva posibilidad de insertarse en el escenario
brasileño de hidrocarburos y el fortalecimiento
de bloques exploratorios en Parnaíba, reiterando
la importancia de esta cuenca, que ahora produce alrededor del 6 % del gas de Brasil.
También resaltó la confirmación del papel de
las cuencas maduras Reconcavo y Sergipe -Alagoas, donde se subastaron 54 de los 72 bloques.

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PETRÓLEO & GAS

Foto: EGSA

Colombia, del éxito petrolero
al reto offshore y shale oil

Alcanzó la meta de 1 MM de B/D de crudo, es atractiva a
la inversión, tiene una actividad exploratoria importante
y apunta a la producción costa afuera y no convencional.
Finalmente entró en operación el proyecto Ciclo Combinado de Guaracachi con 82 MW.

P

ese a la bonanza que experimenta la industria petrolera de Colombia actualmente, basada en su facilidad de atracción de
inversiones extranjeras, contar con un
ritmo exploratorio destacado y alcanzar
el millón de barriles de crudo diario, este
país no descuida la relación reservas – producción, por lo que se propone impulsar la
explotación offshore (costa afuera) y la de
yacimientos no convencionales.
Esa es la percepción de analistas, de la
Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
de ese país, y de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), quienes creen que
es posible ingresar a un nuevo escenario
de nuevas inversiones extranjeras en este
sector en algunos años más, siempre y
cuando se concreten las normativas de regulación para el shale oil/gas y se “aprete
el acelerador” en la otorgación de trámites
ambientales para las operaciones que están trabadas o demoradas.
En la última edición de la revista institucional de la ACP, Alejandro Martínez
Villegas, presidente de este ente, destacó
las cuantiosas inversiones destinadas a
exploración de yacimientos no convencionales y offshore, que permitirán concretar
el gran potencial de hidrocarburos de su
país.
“El logro de las metas fijadas por el

REPORTE

2013

Gobierno en exploración y producción no
solo generará beneficios por vía de la renta petrolera sino que, además, contribuirá
a dinamizar la economía en las regiones
por vía de las compras de bienes y servicios que esta industria demanda”, sostuvo.
Del mismo modo el ex-presidente de
la ANH, Germán Arce, declaró que: “Colombia hoy goza de lo que llamamos una
primera gran ola de inversión. La eficacia
del modelo de contratos E&P, que define
condiciones sostenibles de largo plazo,
estables y en un ambiente amigable de
negocios, ha sido fundamental para el éxito que se vive. Otro punto importante es
la sana relación con la industria, pensada
a largo plazo para dar sostenibilidad, no
solo económica, sino también en lo social
y lo ambiental”.
Luego, el ex funcionario añade que los
retos del futuro están centrados, principalmente, en ser capaces de mantener los niveles de producción que se han alcanzado
y sostener una dinámica de incorporación
de reservas de lo que se cree es el potencial hidrocarburífero de Colombia.
Según el Ministerio de Minas y Energía
de Colombia, en el décimo mes del 2013 la
producción promedio de petróleo alcanzó
986.000 barriles por día, cifra que si bien es
un 2,6 por ciento más que los 961.000 ba-

rriles por día de octubre del 2012, implicó
una reducción cercana a los 9.000 barriles
por día frente al promedio de septiembre
pasado, es decir, un 0,9 por ciento.
Con el resultado de octubre, la producción promedio del año pasó de
1’007.031 barriles por día a 1’004.928, lo
que hace prácticamente improbable que
se pueda cumplir la meta del Gobierno,
de 1’040.000 barriles diarios, e incluso
el objetivo de la industria petrolera, que
está entre el rango de los 1’020.000 a y los
1’040.000 barriles diarios.
Justamente para mantener el nivel
de crecimiento sostenido y tomando en
cuenta que resta por explorar el 70% del
territorio con interés hidrocarburífero, la
ANH ofrecerá nuevos bloques el 2014, mediante una licitación internacional, que es
una de las más esperadas en la región.
El 2013 el Ministerio de Minas y Energía de Colombia alertó que tienen reservas petroleras solo para siete años al
ritmo actual de explotación, debido a las
disminuciones en la exploración de pozos
del crudo. Por esa razón, el Gobierno Nacional de este país fijaría sus apuestas en
aumentar las autorizaciones de estudios
preliminares.
Se tiene el dato de que ocho años
atrás en Colombia no se perforaban más

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PETRÓLEO & GAS

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Infraestructura de transporte, otro dilema

Perforación en el mar
Por su lado el ex director de la ANH, Armando
Zamora, afirmó que la Ronda Colombia 2007 cumplió el objetivo de adquirir información más precisa
de las áreas offshore, por lo que actualmente existe

gran interés para desarrollar las mismas, pese a que
se confrontan dificultades de costos, complejidad y
permisos ambientales.
A su vez, señaló que Colombia ha demostrado
que su conocimiento de la actividad costa afuera es
bastante limitado y que a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) le va a tomar un tiempo
“ponerse al día”. ▲

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

2013

REPORTE

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

El consultor y ex presidente de Oleoducto
Central SA, Juan Pablo Godoy, considera que
si bien su país “va por buen camino”, gracias
al marco tributario neutral y reglas de juego
estables en materia de contratación, la insuficiencia de infraestructura de transporte es
el tema más complejo a resolver.
“Ahora que finalmente viene la avalancha de producciones derivadas del nuevo
modelo, no tenemos capacidad de transporte porque el país está produciendo más de
un millón de barriles día. En esa medida Ecopetrol ha tomado decisiones importantes, y
el marco de regulación del Estado también”,
sostuvo.
De acuerdo a Godoy, en este tiempo el
transporte de la producción petrolera se realiza por camiones y carro tanques con altos
costos desde los campos hasta los terminales de exportación, que suman entre tres a
cinco veces más de lo que costaría la tarifa de
carga por oleoductos.
Para solucionar en parte esta limitación
se inauguró en octubre pasado el Oleoducto
Bicentenario que entró en operación con el
bombeo de los primeros barriles de crudo.
En su primera etapa transportará alrededor de 300 mil barriles diarios (kbd). El
megaproyecto es considerado el sistema
para transporte de petróleo más seguro de
Colombia y eleva la capacidad con la que
cuenta el país andino para evacuar el crudo
de su región oriental.

pág.

PETRÓLEO & GAS
Foto: primicias24.com

28

Autoridades del sector petrolero de Venezuela obtuvieron $us
4 mil millones de la Corporación Nacional de Petróleo de China
para ampliar la capacidad de producción de las empresas mixtas.
La empresa petrolera venezolana tenía previsto cerrar el 2013 con una inversión de $us 25.000 millones.

deuda 2013 de pdvsa crece
un 7% y buscan financiarla

E

n un reciente encuentro con legisladores en la Asamblea Nacional de Venezuela, el ministro de Petróleo y Minería,
Rafael Ramírez, dijo que la deuda financiera de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) bajó ligeramente durante el primer
semestre del año para ubicarse en $us
39.200 millones, sin embargo analistas
calculan que esta cifra crecerá hasta
los $us 43.000 millones Un 7% más que
el 2012 cuando terminó en $us 40.000
millones.
La firma Ecoanalítica en un informe
sobre la política petrolera de este país,
destaca que este año Ramírez, inició
una cruzada en busca de financiamiento para ampliar la capacidad de producción de las empresas mixtas, sobre
todo en Occidente, y en ese sentido, ha
pactado una serie de créditos: $us 4 mil

millones con la Corporación Nacional
de Petróleo de China, $us 2 mil millones con Chevron, $us 1.5 mil millones
con Schlumberger y $us 500 millones
con el Banco de Desarrollo de China.
También se contrajeron créditos
con las rusas Rosneft y Gazprombank,
y se prevé gestionar un esquema de
financiamiento similar con la empresa
Reliance de la India. Con todos estos
préstamos, y sin descartar una emisión
en el último bimestre del año 2013, la
deuda crecerá.
La petrolera no solo busca financiamientos con otras compañías, sino
que también gestiona préstamos con
los bancos estatales, que el pasado año
le canalizaron más de $us 2 mil millones.
Por otro lado, Ramírez, destacó

que los ingresos de Pdvsa sumaron $us
86.872 millones en los primeros nueve
meses del 2013.
De igual forma resaltó que la empresa estatal cerrará el año con una
inversión de $us 25.000 millones. Sin
embargo, el funcionario no proporcionó ninguna cifra comparativa respecto
al mismo periodo del 2012.
“En nuestros estados financieros
auditados al mes de septiembre, teníamos ingresos de $us 86.872 millones”,
aseveró Ramírez.
Pdvsa reportó ingresos de $us
124.459 millones el 2012, frente a los
$us 124.754 millones del 2011.
En tanto, Ramírez adelantó que la
empresa posee activos de $us 228.461
millones y un patrimonio de más de
$us 84.000 millones. ▲

Chile gestionó el gas de EEUU

Uruguay con planta regasificadora

El presidente de Chile, Sebastián Piñera, mantuvo una reunión en Washington con su par
de Estados Unidos, Barack Obama, en el marco de su gira oficial por el país norteamericano. En dicho encuentro, el mandatario chileno le manifestó el interés por importar gas
natural desde los Estados Unidos.
Chile está en una posición de ventaja frente a otros países debido al tratado comercial bilateral que firmó con EEUU en 2004, porque los países que tienen un tratado de
libre comercio son los primeros que califican para ese eventual envío de gas. De cara al
alto costo de la energía en Chile hoy en día y la dependencia del país de combustibles
importados, es necesario evaluar con seriedad la importación de gas de esquisto estadounidense sobre el precio relativo de los hidrocarburos, afirman analistas chilenos.

El Gobierno de Uruguay y la empresa francesa GDF Suez firmaron en octubre de 2013 el
contrato para la construcción de una planta de recepción, almacenamiento y regasificación de gas licuado, lo que es considerado un “hito” para la transformación de la matriz
energética del país, que le permitirá además exportar energía a Argentina.
La construcción de dicha terminal supondrá una inversión de $us 1.125 millones, según
fuentes oficiales. En virtud del acuerdo, GDF Suez construirá y operará durante veinte años
una planta que producirá 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, con capacidad para ampliarse a 15 millones. En agosto Uruguay y Argentina firmaron un memorándum de entendimiento para estudiar la exportación del gas uruguayo hacia el país vecino,
lo que rompería con el actual flujo de exportaciones energéticas entre ambas naciones.

REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS
Foto: fractracker.org

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Un 52% de la producción que en la gestión
pasada sobrepasó los 8 TCF proviene de
las formaciones Marcellus y Haynesville.
Las empresas en este país ya iniciaron la solicitud para exportar este recurso vía GNL a diferentes partes del mundo.

EE.UU consolidó
su ‘revolución’
del shale gas

E

Latinoamérica
avanzó en
estudios
exploratorios
REPORTE

2013

l extraordinario ritmo y la dimensión de
la producción de shale gas en Estados
Unidos, que sorprendió a los análisis
más escépticos del mundo de la energía,
se consolidó en el 2013 con una producción de más de 8,6 TCF (trillones de pies
cúbicos, por su sigla e interpretación en
inglés), según datos proyectados del
Departamento de Energía de este país.
Sin embargo, cabe señalar que el
crecimiento exorbitante en la oferta de
este recurso no convencional, es reciente, puesto que en el 2006 la producción
de shale gas en el país norteamericano
era de 1 TCF, apenas un 5% del total de
gas producido.
Para este 2013 la participación del
gas de esquisto alcanzó un 35,8% (8,6

Dos empresas consiguieron el permiso para exportar
La abundancia de las reservas y producción de gas no convencional y los bajos costos, que actualmente experimenta
el mercado del gas en los Estados Unidos,
es uno de los principales motivos por el
cual este país ha decidido exportar este
recurso vía proyectos de GNL.
En la gestión 2013 el Departamento
de Energía otorgó permiso a dos empresas para construir terminales de GNL
y exportar shale gas al mundo. Se trata

TCF) y en el 2040 se prevé que supere
el 50%.
Cabe destacar también que aproximadamente un 52% de la producción
de shale gas en Estados Unidos proviene de las formaciones Marcellus y Haynesville.
Otra fuente de reservorio no convencional que también ha sido de mucha importancia para la producción de
gas en los Estados Unidos es el tight gas
que en el 2013 alcanzó un volumen de
5,8 TCF.
Actualmente, es el segundo recurso gasífero que más se produce en este
país, sin embargo no se prevé un crecimiento tan significativo hasta el 2040
como en el caso del shale gas.

Las riquezas de gas no convencional en Latinoamérica son
cuantiosas y Argentina es la que encabeza esta lista según la
Administración de Información de la Energía (EIA, por su sigla
en inglés) con 802 TCF de reservas técnicamente recuperables.
Vaca Muerta es la principal formación que contiene estas
reservas de shale gas y shale oil. En la gestión pasada YPF y
otras empresas realizaron estudios exploratorios para medir el
potencial y el caudal de producción.
Por su parte, México que también posee un gran potencial,
identificó 200 oportunidades exploratorias para la eventual explotación de shale gas en los que se estiman recursos prospectivos de 150 a 459 BCF, los cuales provienen de las formaciones

de Freeport LNG y Cheniere Energy que
iniciaron la construcción de los complejos
de licuefacción y obras relacionadas que
entrarán en operación en el 2015.
En el caso de Freeport LNG, el Departamento de Energía autorizó, ya sea por
cuenta propia o como agente para otras
compañías, la exportación de GNL hasta
un máximo de 511 BCF (billones de pies
cúbicos, por su sigla e interpretación a en
inglés) anual, con un plazo de 20 años a
partir de la primera exportación.
De la misma manera, Cheniere realizó
trabajos de acondicionamiento de su terminal de importación de GNL denominada Sabine Pass para que en el 2015 pueda
embarcar más de 800 BCF por año de gas
licuado a diferentes partes del mundo. ▲

de Eagle Ford en Texas, Estados Unidos.
Mientras que en Colombia, la Empresa Colombiana del Petróleo (Ecopetrol) realizó estudios para evaluar el potencial de
las cuencas Valle Medio del Magdalena, Catatumbo y Cordillera
en Colombia, en los que se estiman recursos de 55 mil millones
de barriles de petróleo equivalente (boe) de shale oil y shale
gas.
Brasil dio un paso importante a finales de noviembre al licitar 72 bloques para explotación de gas natural, en el que incluye formaciones de shale gas. Sin embargo, aún falta crear
una normativa que regule este tipo de producción y el uso de
la fractura hidráulica.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS

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

¿

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

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

cONSUMO DE ENERGÍA EN aMÉRICA LATINA Y eL CARIBE

TIPO DE ENERGÍA CONSUMIDA POR CADA PAÍS DE ALC

REPORTE

2013

Foto: Archivo RE

Ecuador lidera
consumo de gasolina,
diésel y GLP

MAURICIO MEDINACELI * ,
ANALISTA ENERGÉTICO

bre el consumo de energía en América
Latina y El Caribe, utilizando la información que proporciona Olade es posible
también comparar con el promedio total así como entre nuestros países.
Primero, y de plano para asustar a
las personas, comienzo presentando
los datos para toda la región para el
año 2011, en la siguiente figura usted
encontrará la participación de cada
fuente de energía respecto del consumo final. Comencé indicando que podía asustarles y la razón es la siguiente,
el consumo de combustibles fósiles
(derivados del petróleo y gas natural)
representa más del 63% del total, lo
que confirma que somos adictos a los
hidrocarburos, en particular el sector
del transporte público masivo.
Ahora bien, la siguiente gráfica presenta la información para cada uno de
los países de la región, donde éstos se
ordenan de acuerdo al consumo de gasolinas, diesel oil, y otros derivados. Es
así que podemos ver a Ecuador como
el país con la mayor participación de
este tipo de fuentes de energía en el
consumo total y por otra parte, Trinidad
& Tobago con el menor de ellos. Bolivia
se encuentra por debajo del promedio,
debido al cambio de los últimos quince
años de derivados del petróleo por gas
natural.
Es así que invito a los lectores a encontrar su respectivo país y contrastarle
con el promedio y con el resto. Por mi
parte, lo único que me queda claro es
la tremenda adicción que tenemos al
consumo de combustibles fósiles, situación que no creo se modifique en
el futuro. ¿Qué factores originan ello?
Creo que los precios subsidiados, la
naturaleza de la política pública (por
ejemplo en infraestructura que promueve su uso), los bajos costos de comercialización y las grandes reservas
de gas y petróleo en la región, podría
explicar esta situación.
Si alguna transformación yo espero en el futuro es la sustitución de derivados del petróleo por gas natural...
buenas noticias para los países productores y quizás no tanto para los nobles
amigos que todos los días pelean por
un mejor medio ambiente, el Santi les
quedará por siempre agradecido, su
papá (yo) no tanto. ▲

*

El autor del artículo fue ministro de hidrocarburos de Bolivia y coordinador de Olade.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS

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El nuevo secretario Ejecutivo de la Asociación Regional de Empresas del Sector
Petróleo, Gas y Combustibles en Latinoamérica y
el Caribe (Arpel) habló sobre los desafíos del sector
energético en el 2013.

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

‘Región atrajo capitales
petroleros de países que no
invertían tradicionalmente’

¿

REPORTE

2013

Cuáles son sus objetivos al asumir el
cargo de nuevo secretario ejecutivo
de ARPEL?
Mis planes profesionales están
muy alineados con el Plan Estratégico
y los objetivos de Arpel y sus empresas
asociadas. He sido honrado por esta
asignación como secretario Ejecutivo
y mi compromiso personal es volcar
mis energías y experiencia en mantener todo lo logrado por esta institución en sus casi 50 años de vida.
Asimismo, trataré de identificar
oportunidades para agregar nuevas
actividades a las tradicionales de Arpel, con el objeto de intensificar la
cooperación y asistencia recíproca entre las empresas del sector y facilitar, de
este modo, la motivación más trascendente que es la integración energética
regional.
¿Cuál es el balance que realiza de
la gestión 2013 en el sector hidrocarburos en los países de la región?
Podemos hacer un balance positivo
en términos generales, ya que América
Latina ha continuado su proceso de posicionamiento como región receptora
de inversión en la industria de hidrocarburos.
Varios países han cerrado con éxito
rondas de licitación de bloques y otros
están en proceso de abrir licitaciones en
el año 2015.

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

Según su percepción ¿Qué cambió
en este año en relación al 2012 en la
región en términos de nuevos jugadores, inversión y proyectos importantes
en el área hidrocarburos?
En cuanto a nuevos jugadores se
puede decir que América Latina está logrando atraer capitales de regiones que
tradicionalmente no invertían en este
sector en la región. Empresas de Rusia,
China, India, el sudeste asiático están
desembarcando, realizando fuertes inversiones no solo a nivel del upstream
sino también en toda la cadena de valor.
Es interesante observar también el
foco que los países están poniendo en
la exploración y desarrollo de reservas,
dada la importancia que tiene este aspecto para la sostenibilidad de la pro-

ducción y de la industria.
En el 2013 Brasil ha concentrado la atención de los inversionistas
en hidrocarburos con tres subastas
¿Cree que se marca una ruta a seguir
con lo hecho en ese país?
La Agencia Nacional de Petróleo
de Brasil (ANP) había realizado su última subasta en 2008, previo a que
el gobierno reformara en el 2009 el
marco regulatorio para el sector. El
principal objetivo de esta reforma fue
garantizar mayores ingresos para el
Estado con el pre-sal, el cual representa el nuevo horizonte de exploración
descubierto en aguas ultra profundas
de la costa brasileña.
Este año, la ANP realizó 3 subastas.
En la 11va. Ronda, realizada en Mayo,
fueron vendidos 142 bloques de los 289
ofertados. En la 12va. Ronda, realizada
en Noviembre, fueron vendidos 72 de
los 240 bloques ofertados. En la primera
Ronda del Pre-sal, el consorcio formado
por Petrobras (40%), Shell (20%), TOTAL
(20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue
el ganador de la ronda realizada en 21
Octubre, con la oferta del área de Libra,
ubicada en la Cuenca Offshore de Santos.
No se puede decir que estas tres subastas realizadas marcan una nueva ruta
a seguir. Lo que sí aseguramos es que el
2013 fue un año atípico porque en Bra-

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PETRÓLEO & GAS

¿Desde su punto de vista la creciente actividad en torno a nuevos yacimientos de gas de
esquisto, especialmente en los Estados Unidos,
tendrá algún efecto en los mercados regionales?
Aunque la rápida expansión del comercio de
GNL en los últimos años sucedió fundamentalmente a través de la comercialización de grandes reservas convencionales, el interés en el desarrollo de recursos no convencionales como las formaciones de
gas de esquisto ha crecido de manera importante.
Como resultado de esta actividad en los Estados
Unidos, las importaciones de GNL de este país se
han reducido significativamente junto con una reducción del precio del gas en el mercado norteamericano. Esto tendrá como resultado la necesidad
de transferir el suministro de GNL a mercados con
precios mayores, tales como Europa, Asia y también

América Latina.
El sector eléctrico será el responsable de más
del 40% del incremento de la demanda de gas natural en América Latina.
Varios países de la región se están concentrando en la creciente penetración de este recurso para
electricidad, a fin de diversificar las fuentes de generación eléctrica que actualmente dependen en
gran medida de hidroelectricidad y por lo tanto son
vulnerables a las sequías, así como para reducir el
uso de generación termoeléctrica a base de fuel-oil
y que se usa para compensar picos de demanda.
¿Cómo ve el desarrollo de los trabajos de exploración y si este es suficiente para afrontar la
creciente demanda de gas en la región?
Dependiendo del origen de los datos, los pronósticos indican que el crecimiento de producción
de gas natural en la Región será de entre 2% y 2,5 %
anual en los próximos 20 a 25 años. Estos porcentajes de crecimiento en la producción son similares a
los esperados de crecimiento de consumo. Si partimos de la base que actualmente la producción es
mayor que el consumo, entonces la demanda estaría cubierta en el mediano y largo plazo.
Sin embargo, el crecimiento en la exploración y
el desarrollo será diferente según los países y, aunque los factores de crecimiento son los que todos
conocemos, cada país tendrá diferentes desafíos
específicos. Algunos serán mayoritariamente logísticos como en Brasil, otros serán regulatorios como
en México y Argentina, y otros asociados a la inver-

sión y comercialización como en Bolivia.
¿Qué tipo de modelo empresarial requiere la
industria de los hidrocarburos en la región?
El contexto de la región latinoamericana, en el
cual la industria de los hidrocarburos opera, requiere
de un modelo empresarial cada vez más comprometido a incorporar la mirada de los stakeholders en su
gestión, buscando generar la sostenibilidad del negocio y de la sociedad toda.
Tendencias como la demanda energética creciente, la disminución de las reservas tradicionales,
el fuerte incremento en las legislaciones que regulan
las operaciones en cuestiones sociales y ambientales,
el aumento en las demandas de los grupos de interés, la incidencia económica, social y ambiental que
puedan tener las empresas de petróleo y gas en las
localidades en las que operan, conforman en definitiva un contexto que requiere de una industria capaz
de atender los desafíos del negocio, cuidando el ambiente y generando inclusión social.
En este sentido, las empresas de energía están llamadas a incorporar en su gestión temas como ética y
valores, transparencia y rendición de cuentas, respeto de los Derechos Humanos, extensión de prácticas
responsables a la cadena de valor, comprensión de
los temas vinculados a los pueblos indígenas, a la
equidad de género y a la inclusión de la diversidad.
En definitiva, asumir una gestión del negocio que
integre los impactos económicos, sociales y ambientales, generando valor compartido para la compañía
y sus grupos de interés. ▲

2013

REPORTE

sil no se realizaban subastas desde 2008 y tuvieron,
además, la primera Ronda del Pre-sal. Creemos que
ANP seguirá buscando por lo mínimo una subasta al
año a partir de 2014.
Un hecho interesante es que en las áreas del Presal, el sistema adoptado es de producción compartida (PSC), diferente del de concesión adoptado para
las otras cuencas.
La industria de petróleo y gas es muy dinámica
y es importante que los gobiernos conserven una
frecuencia adecuada de sus rondas de licitación para
mantener el interés en sus países a la vez que permita a las empresas, con intereses en la región, administrar sus portafolios más eficientemente.

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PETRÓLEO & GAS

2013 RECUENTO

Planta Itaú subirá de 12
a 17 MMmcd de gas

Ley de Inversiones
postergada hasta 2014

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

El senador del Movimiento Al
Socialismo (MAS), David Sánchez,
confirmó que recién la próxima
gestión se debatirá en el pleno de
la Asamblea Legislativa el proyecto
de Ley de Inversiones, norma que
buscará garantizar los capitales
foráneos que llegan al país.
Según el legislador, el texto no
pudo ser analizado durante esta
legislatura debido a que se tuvo

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

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

La española Repsol inauguró la
ampliación de una planta de gas al sur
de Bolivia que, a un costo de 650 millones de dólares, le permitirá ampliar la
producción de gas destinada a Argentina y Brasil.
La ampliación posibilita al megacampo de Margarita-Huacaya elevar
la producción de 11 a 15 millones de
metros cúbicos diarios de gas natural
(mmcd).
Se prevé que hasta finales de 2014,
se realicen las actividades de sísmica
2D y 3D, al norte de Huacaya y al sur
de Margarita. Estos trabajos, que se
encuentran en etapa final de licitación
permitirán visualizar si existe o no una
potencial de acumulación de hidrocar-

buros.
Con la sísmica 3D, se definirá la ubicación para la perforación de los pozos
contemplados en el plan de desarrollo,
con el objeto de mantener el nivel de
producción del área Caipipendi.
Bolivia exporta en la actualidad
un promedio de 30 MMmcd a Brasil y
otros 15 MMmcd a Argentina, mercado
que en los próximos tres años debe alcanzar una provisión de 27 MMmcd y
mantenerla hasta 2027.
El megacampo Margarita-Huacaya
es operado por la compañía petrolera Repsol, con una participación del
37,5%, junto a la británica BG Bolivia
(37,5%) y la argentina Pan American
Energy (25%).

Promulgan ley que inicia la
exploración en el megacampo Azero

YPFB inició exportación de
3.000 TM de GLP a Perú

A partir de diciembre, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB
Corporación) inició la exportación de 3.000 toneladas métricas (TM) de Gas
Licuado de Petróleo (GLP) a la República del Perú, a través de la empresa Lima
Gas S.A.
YPFB Corporación comenzó a utilizar la planta separadora de líquidos de
Santa Cruz, donde instaló el Complejo de Río Grande, que le permite autoabastecerse del producto y buscar nuevos mercados. Bolivia también exportó
entre agosto y septiembre 1.350 toneladas de GLP a Paraguay.

REPORTE

2013


Repsol amplía planta que
surte gas a Brasil y Argentina

En septiembre de 2013 se promulgó la ley que permite viabilizar
las actividades exploratorias en el
área Azero.
Se trata de una nueva inversión
que permitirá dar un gran salto en
la exploración en el departamento
de Santa Cruz.

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

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

ruptura en 2012 por la destitución de
Fernando Lugo.
En el encuentro, se firmaron documentos entre ellos el Reglamento
del Comité de Fronteras, que fue
suscrito el 19 de marzo de 2009 y
que estará a cargo de los ministros
de Relaciones Exteriores de ambos
países.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS

Foto: YPFB

2013 RECUENTO

MHE concluyó siete procesos
de Consulta y Participación
El Viceministro de Desarrollo Energético, Franklin Molina, explicó que el
Ministerio de Hidrocarburos y Energía,
concluyó en la pasada gestión siete
procesos de consulta y participación,
y prevé llegar a 13 hasta inicios de
2014.
“Gracias al trabajo de equipo que
se vino estructurando en el Ministerio
en estos últimos años conjuntamente
con las empresas se ha llevado adelante los procesos de consulta y participación. También hay que destacar el
compromiso del Ministerio para llegar
a un buen término. Producto de ello,
se ha logrado viabilizar una inversión
que supera los $us 1.000 millones”, de-

stacó el Viceministro Molina.
Los procesos de Consulta y Participación son un mecanismo por el
cual se desarrolla una consulta previa
a los pueblos indígenas, comunidades
campesinas, donde se desarrollará un
proyecto hidrocarburífero o energético, es un momento previo al licenciamiento ambiental.
“Durante estos procesos hay situaciones complejas, presiones de las
comunidades indígenas, porque hay
temas vinculados a varios aspectos,
porque esto presupone que al identificar impactos socioambientales va
a existir una compensación”, explicó
Molina.

Aprobaron cinco contratos de
exploración de hidrocarburos

Planta Gran Chaco alcanzó
67% de avance

La Cámara de Diputados aprobó
en diciembre de 2013, cinco nuevos
contratos de servicios petroleros de
exploración y explotación, suscritos en
octubre de ese mismo año, y que conciernen a zonas reservadas a favor de
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), informó el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía.
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, explicó a la Cámara de Diputados la importancia de los
contratos que corresponden a las áreas
Cedro, Huacareta, El Dorado Oeste, San

Hasta principios de diciembre
de 2013, la Planta de Separación de
Líquidos del Gran Chaco, registró un
avance de 67,49% en las obras civiles
y mecánicas, montaje de equipos y
tendidos eléctricos, entre otros trabajos.
El presidente Evo Morales y el responsable de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB),
Carlos Villegas, inspeccionaron la
ejecución de esa planta que procesará un caudal de gas natural de
32,2 millones de metros cúbicos por
día (MMmcd).
En la planta del Gran Chaco se
extraerán propano y butano, que es
el Gas Licuado de Petróleo que se

Miguel e Isarsama.
Los contratos se suscribieron el 23
de octubre de 2013, entre YPFB, su subsidiaria YPFB Chaco, la británica British
Gas (BG) y Petrobras de Brasil, permitiendo una inversión de $us 53.4 millones en la primera fase de exploración.
El ministro de Hidrocarburos y Energía señaló que el objetivo de esos
contratos es la búsqueda de mayores
reservas hidrocarburíferas para el país,
que permitan garantizar el abastecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación.

Esperan Ingeniería básica de
GTL para fines del 2014
Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) “está llamada” a presentar hasta fines del 2014 la ingeniería
básica del proyecto Gas a Líquidos (GTL
por sus siglas en inglés) que, de implementarse en Bolivia, permitirá extraer
diésel a partir del gas natural, con lo que
se reducirá los montos de subvención
por importación de este carburante.
Esta declaración fue realizada por
el viceministro de Industrialización,
Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Árnez,
quién además afirmó que solo en subvención de diésel se erogó $us 605 millones este año.

REPORTE

2013

Según la visualización del proyecto,
la capacidad del complejo GTL está
pensada para 30.000 barriles por día
(BPD) de diésel sintético, aunque no se
cuenta con la ubicación definida, y la
inversión estimada todavía está en estudio. El principal impacto del mencionado proyecto es abastecer totalmente
la demanda de diésel para dejar de importar este combustible.
A su vez, Árnez dijo que se reducirá
el techo presupuestario para importación de carburantes el próximo año,
puesto que se dispondrá de $us 900
millones, a diferencia de 2012 cuando se
destinó $us 1.060 millones para este fin.

emplea en hogares y fábricas; isopentano y gasolina, para abastecer a
las refinerías de todo el país; metano,
que será empleado para incrementar la exportación de gas hacia la Argentina; y etano, para industrializar
hidrocarburos y producir plásticos.
La construcción de esa planta se
inició en enero de 2012 y su conclusión está prevista para el 30 de octubre de 2014, con una inversión de
$us 592 millones.
La planta de separación de líquidos, está ubicada en el municipio de
Yacuiba, Tarija en el kilómetro 8 de la
carretera a Santa Cruz de la provincia
de Gran Chaco al sur del país sobre
una superficie de 7.5 hectáreas.

Planta Río Grande inició
sus operaciones el 2013
La planta de Separación de
Líquidos de Río Grande empezó
a operar en mayo de 2013, con
una capacidad para alimentar
36.000 garrafas de Gas Licuado de
Petróleo (GLP) día y producir gasolina, con lo que Bolivia dejará de
importar el GLP.
La planta está ubicada en el
municipio de Cabezas, provincia
Cordillera del departamento de
Santa Cruz. Datos del Programa de
Inversiones de YPFB Corporación

2013, dan cuenta que la planta
procesará 5,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas
natural para obtener 361 TMD de
GLP y 350 barriles por día (BPD) de
gasolina estabilizada, además de
195 BPD de gasolina rica en isopentano.
Astra
Evangelista
Sociedad Anónima (AESA) construyó
la planta que cuenta con seis
tanques fabricados en Bolivia por
la empresa Carlos Caballero.

pág.

PETRÓLEO & GAS

39

REPORTE

2013

pág.

40

PETRÓLEO & GAS

2013 RECUENTO

Perú decidió en el 2013 modernizar la refinería Talara la cual generará beneficios muy importantes,
no solamente en el incremento de
la producción de combustibles,
sino en el cuidado del medio ambiente y la creación de empleos.
Las obras comenzarán en febrero del 2014, con una inversión
$us 3.500 millones, de los cuales
$us 2,730 millones serán financiados por Petroperú, y los restantes
$us 770 millones por la empresa
privada.
Este proyecto será clave para
que la refinería de Talara aumente
su producción de 30 mil a 60 mil
barriles diarios de combustibles.
Le permitirá, además, producir

Foto: proactivo.com.pe

Modernización de Talara
costará $us 3.500 MM
combustible con un bajo contenido de azufre, lo que redundará en
beneficio del medio ambiente y en
la disminución de enfermedades
debido a la contaminación.
El expresidente de Petroperú,
Humberto Campodónico, calificó
como “buena noticia” esta decisión
de modernizar la refinería, la cual
materializará un proyecto de talla
mundial.
“Las criticas vienen por el lado
ideológico porque desde el punto
de vista técnico todo está bien, son
buenos días para Piura, para Talara,
para los trabajadores y los vecinos
de Talara que siente la refinería
como suya y esperaban esta decisión”, aseveró.

Gran Tierra Energy confirmó hallazgo
de petróleo de Lote 95 en Perú
Foto: pdi.com.ve

Venezuela y Trinidad y
Tobago explotarán gas

Venezuela y Trinidad y Tobago firmaron un acuerdo en septiembre para
la explotación conjunta del campo Loran-Manatee, el más grande de los tres
yacimientos que comparten ambos países en la zona transfronteriza.
El convenio fue rubricado en Caracas, Venezuela por el ministro de
Petróleo y Minería, y presidente de Petróleos de Venezuela (Pdvsa), Rafael
Ramírez, y el titular de Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad y Tobago,
Kevin Ramnarine.
Loran-Manatee posee 10,25 billones de pies cúbicos de gas y será explotado en una proporción en el que 73% le corresponderá a Venezuela y
27% para Trinidad y Tobago. La actividad de explotación se realizará por
intermedio de la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y la estadounidense Chevron.
Además existen otros dos yacimientos compartidos que suman más
de un billón de pies cúbicos donde Trinidad y Tobago tendrá una mayor
porcentaje, aseguró el presidente de Pdvsa.

REPORTE

2013

Gran Tierra Energy anunció el
hallazgo de petróleo en el pozo
Bretaña Norte 95-2-1XD del Lote 95,
el cual se encuentra ubicado en la
Provincia de Requena, Región Loreto en Perú.
Después de 7 años de vigencia
del contrato de exploración del Lote
95, el hallazgo revela la presencia
de petróleo y lo convierte en un recurso con mucho potencial de explotación.
El presidente de Gran Tierra Energy Perú, Carlos Monge, señaló en
agosto que la compañía espera producir con su reciente descubrimien-

to de petróleo más de 40 mil barriles
diarios de petróleo, más de la mitad
de la actual producción del país.
“Si la sísmica confirma las dimensiones estimadas que esperamos, perforaremos un segundo
pozo que confirmará las reservas
de hidrocarburos y calculamos que
tendremos más de 100 millones
de barriles de reservas en el campo
Bretaña”, añadió.
También indicó que se trabaja
en la ingeniería conceptual de desarrollo del proyecto para propósitos
del Estudio de Impacto Ambiental
requerido.

Ecopetrol declaró viabilidad comercial
en el Bloque Caño Sur Este
La Empresa Colombiana del
Petróleo (Ecopetrol) declaró la viabilidad comercial del bloque Caño Sur
Este, que según estimaciones de la
empresa tendrá un potencial de producción de 25.000 barriles de crudo
por día a mediados de 2016.
El presidente de esta compañía,
Javier Gutiérrez, hizo el anuncio y
también afirmó que “la declaratoria
inicial podría incorporar reservas estimadas en 22,4 millones de barriles
de crudo”.
La declaración de comercialidad
confirma que después de las explo-

raciones practicadas en los 61 pozos
de Caño Sur Este, ubicado en el municipio de Puerto Gaitán, en el departamento del Meta, Ecopetrol ha
comprobado que existen reservas
suficientes para comenzar a explotar esa nueva zona de producción
petrolera.
Para el desarrollo del bloque, la
empresa, ha previsto invertir $us 656
millones en los próximos cinco años,
que incluyen la perforación de 135
pozos más, en la construcción de
infraestructuras en la superficie y en
estrategias ambientales y sociales.

pág.

PETRÓLEO & GAS

41

REPORTE

2013

pág.

42

PETRÓLEO & GAS

2013 RECUENTO

A inicios de diciembre del 2013 el ministro de Planificación Federal de Argentina, Julio de Vido, realizó una serie de viajes por Rusia, China y Brasil para
la búsqueda de financiamiento de proyectos energéticos estratégicos, entre
ellos se encuentra el Gasoducto del NEA (GNEA) que abastecerá con gas boliviano a la región noreste de este país.
También se confirmó la fecha para concretar la adjudicación del GNEA,
previsto para el primer trimestre del 2014. Las obras para llevar gas natural
por red a 3,3 millones de hogares en esa región tendrá un costo de más de
$us 6 mil millones. El tendido del gasoducto tiene en la parte boliviana 15
kilómetros de largo y 32 pulgadas de diámetro y se extiende desde Campo
Margarita, en el departamento sureño de Tarija (ciudad de Yacuiba), hasta
Madrejones, en zona fronteriza con la Argentina.

Petrobras vendió filial
peruana a empresa china

El proyecto de Reforma Energética que el Gobierno de Enrique
Peña Nieto anunció en agosto del
2013, fue aprobado por el Congreso
de este país, con la cual se prevé la
entrada de capitales privados a la industria petrolera mexicana.
La histórica reforma contempla
abrir al capital privado la exploración
y extracción de hidrocarburos, mediante distintos tipos de contrato
que pueden ser de Servicios, de Producción Compartida o de Licencia,
entre otros, siendo el Estado quien
defina el modelo contractual que
mejor le convenga.

Hasta el cierre de esta edición,
el proyecto de Reforma Energética
había sido aprobada en la Cámara
de Senadores y en término generales en la Cámara de Diputados.
El proyecto también incluye
la creación de un fondo que se encargará de administrar las regalías
petroleras, teniendo en cuenta que
Pemex, la petrolera estatal, destina
actualmente un 67% de sus ganancias a las arcas públicas mexicanas.
Cabe señalar que desde que en
1938 se decretó la expropiación petrolera en México, los hidrocarburos
han sido explotados por Pemex.
Foto: realgas.mx

Iniciaron búsqueda de
financiamiento del GNEA

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

Ecuador anunció el fin de
la iniciativa Yasuní-ITT
El presidente de Ecuador,
Rafael Correa, anunció a mediados de agosto el fin de la iniciativa Yasuní-ITT, asegurando
que el mundo “ha fallado” al no
contribuir con el proyecto que
pretendía proteger un sector de
la selva amazónica y dejar bajo
tierra un importante yacimiento
petrolífero a cambio de una compensación económica.
“El factor fundamental del
fracaso es que el mundo es una
gran hipocresía”, aseguró el mandatario en un mensaje a la nación,
en el que anunció la solicitud de
autorización a la Asamblea Nacional legislativa para explotar crudo
en el parque nacional Yasuní.

REPORTE

2013

Correa también explicó que la
explotación petrolera en el Yasuní
afectará “menos del uno por mil
del parque”, que abarca un millón
de hectáreas de la selva amazónica y que el aprovechamiento de
las reservas del ITT representarán
ingresos por $us 18.292 millones.
Para el gobernante, la explotación del crudo en el parque se
efectuará con la mejor tecnología
disponible para minimizar el impacto ambiental en esa región,
considerada una de las mayores
reservas de biodiversidad del planeta.
Se calcula que el bloque ITT
contiene unos 920 millones de
barriles de petróleo.

Foto: econcientiza.blogspot

La estatal brasileña Petrobras informó en noviembre la venta de su subsidiaria peruana a China National Petroleum Co. por $us 2.600 millones. Sin
embargo, la operación todavía debe ser aprobada por los gobiernos de China
y Perú.
Entre los activos incluidos en la negociación se destaca el 100% de los derechos para explotar el Lote X, un yacimiento maduro que el 2012 produjo un
promedio de 16.000 barriles diarios, el 46,16% de participación en el Lote 57
que posee gas natural y condensado aún en etapa preoperacional y el 100%
del Lote 58, en el que se anunciaron recientes descubrimientos de gas natural
y condensado. La petrolera brasileña aclaró que el negocio forma parte del
plan de desinversión por $us 9.900 millones en proyectos en Brasil y en el extranjero hasta 2017.

REPORTE

2013

ELECTRICIDAD
Diciembre 2013 | Enero 2014

Desempeño
óptimo del
sin garantizó
suministro
Se puso en marcha la segunda turbina de la central termoeléctrica del
Kenko. Resta el desafío del
cumplimiento del POES con
los costos y plazos establecidos.

pág.

ELECTRICIDAD
Foto: ABI

44

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

Reserva en el SIN creció
más del doble y concluyó
plan de emergencia

S

REPORTE

2013

in inconvenientes importantes operó el
Sistema Interconectado Nacional (SIN) el
2013 y esto se debe a que el porcentaje
de reserva promedio registrado hasta octubre de la gestión pasada fue de
8,4%, lo que evitó cortes de electricidad,
de acuerdo a datos del Centro Nacional
de Despacho de Carga (CNDC), brindados a Reporte Energía.
Este margen de reserva es más del
doble de lo registrado en el 2012, cuando el SIN operó con un 3,4% y ocurrieron
algunos cortes en diferentes partes del
país.
“En general, durante la gestión 2013,
la operación ha sido realizada con niveles adecuados y los requeridos por las
Condiciones Mínimas de Desempeño”,
indicó la entidad responsable del funcionamiento del SIN.
La oferta de potencia a octubre de

2013 alcanzó un valor de 1.429,8 MW
(megavatio), considerando la potencia
indisponible. La proyección hasta diciembre preveía un aumento hasta los
1.468,3 MW con la entrada de los proyectos de Qollpana y Bulo Bulo, los cuales
hasta el cierre de esta edición, estaban
en etapa y pruebas finales.
Esta cifra muestra que la oferta de
generación proyectada para el 2013 se
incrementó en un 5,1% en relación al
2012.
En cuanto a la demanda, el CNDC
estimó para esta gestión un crecimiento
del 6,4% en energía, alcanzando los 7.025
GWh (gigavatio hora) y 7,8% en relación
a la potencia máxima coincidental prevista para el mes de diciembre de 1.195
MW.
Hasta octubre del 2013 el consumo
de energía alcanzó un valor de 5.771

GWh y la máxima demanda registrada
por el Sistema de Medición Comercial
fue de 1.166,4 MW que ocurrió el miércoles 9 de octubre de 2013 a hora 19:30.
Con segunda turbina de El Kenko
finalizó plan de emergencia
El Plan Inmediato de Adición de Potencia al SIN que fue creado para paliar
la crisis de energía eléctrica que afectó al
país el año 2011, fue concluido en mayo
de la gestión pasada con la entrada de la
segunda turbina de El Kenko de 34 MW.
Fueron en total cuatro proyectos termoeléctricos que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y ENDE implementaron como respuesta a los constantes
cortes de energía eléctrica y regulación
de voltaje registrados el 2011 debido a la
fragilidad en las reservas.
Entre ellos la planta de Carrasco de

pág.

ELECTRICIDAD

‘falta marco estable
para los actores’
Desde el punto de vista de la seguridad de abastecimiento de energía
eléctrica el 2013 fue un año que podemos considerar normal, merced
a la ejecución de obras de inversión
programadas en el plan de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE)
en materia de generación, lo que
ha permitido abastecer la demanda,
dejando atrás problemas de abastecimiento oportuno para acompañar
el desarrollo.
Desde la óptica de la inversión privada en el sector recordamos un difícil
inicio de año como consecuencia de
la nacionalización de las distribuidoras de electricidad de La Paz y de Oruro, decretada a finales del año 2012,
implementada plenamente durante
2013.
Esto generó incertidumbre e inseguridad en los actores privados de la
cadena.
En cuanto a los desafíos, este año se

cierra con uno en construcción, que
es el diseño de país y del sector eléctrico que queremos para Bolivia hasta
el 2025.
El mismo incluye obras importantes
y estratégicas a lo largo de la cadena
como el Proyecto Múltiple Rositas,
entre otros, y una expansión agresiva
del Sistema Troncal de Interconexión
para acompañar el desarrollo económico, integrar el país, coadyuvar
a la universalización del servicio y
eliminar el diésel para generación
eléctrica.
También resta el desafío de construir
un marco estable y sostenido de relacionamiento y actuación de los agentes públicos y privados en el sector
eléctrico, que permita construir sinergias que creen las condiciones para
lograr a través de la inversión y operación eficiente, un servicio de electricidad de calidad que impulse el acceso
universal con tarifas equitativas.

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

En el 2014 ingresará
primera fase de la
Termoeléctrica del Sur
Foto: ABI

Presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad

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

Para el mes de marzo de 2014 se
tiene previsto la puesta en marcha de
la primera de las cuatro unidades de la
Termoeléctrica del Sur, que ingresarán
de manera paulatina hasta el mes de
octubre de ese año, según datos de
ENDE.
Tendrá una potencia total de 160
MW con una inversión estimada de $us
122 millones. Hasta noviembre del 2013

se registró un avance físico general del
80%.
Los avances incluyen la fabricación
de los cuatro turbogeneradores a gas y
la subestación eléctrica de 230 KV. En
las obras civiles y complementarias se
construyen las edificaciones de la planta y las vías de circulación, mientras que
el gasoducto contaba con un avance
del 70%.

DEMANDA DE ENERGIA (2013)

PREVISTA (*)
PREVISTA
REAL

AJUSTADA (**)

GWh
GWh
GWh
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC

Se instaló 255 km de líneas
en operación comercial
El CNDC indicó que en la gestión pasada se
puso en operación comercial 255,37 kilómetros
de línea en 230 kV (kilovoltio), correspondiente a
las líneas de transmisión Punutuma – Las Carreras de 181.13 km y Las Carreras – Tarija 74.24 km.
Mientras que en 115 kV entró 4,85 km de
línea en operación del tramo Cataricagua – Lucianita.
También informó que en el 2013, se registraron fallas momentáneas en algunas líneas,
por condiciones climáticas, que no afectaron de
forma permanente el suministro de energía. ▲

588.9
535.5
611.6
594.5
585.8
559.3
588.1
604.6
611.5
638.0
615.1
635.6

586.7
595.0
533.5
526.5
609.4
585.0
592.3
569.1
576.8
577.4
553.0
557.7
581.8
576.4
596.2
584.4
604.6
582.0
627.2
617.3
0.0
606.0
629.0

DEMANDA DE POTENCIA (2013)
PREVISTA
PREVISTA
REAL
(*)
AJUSTADA (**)
MW
MW
MW
1131.2
1138.7
1168.8
1173.9
1162.1
1140.0
1140.1
1189.6
1211.1
1217.6
1215.0
1222.1

1107.5
1115.0
1145.1
1150.1
1144.1
1126.1
1128.3
1176.9
1195.7
1203.1
0.0
1207.6

1127.7
1122.6
1106.4
1115.2
1120.4
1127.6
1111.1
1141.2
1157.5
1166.4
1201.8

Fallas en líneas no afectaron el suministro.

2013

REPORTE

Mario Rojas

45

pág.

ELECTRICIDAD
Foto: AE

46

Sostienen que los proyectos establecidos
en este plan de expansión deben cumplirse
en los plazos y costos establecidos.
Un buen desempeño del SIN en el 2013, pero aún resta el desafío de poner en marcha las hidroeléctricas.

cumplir Compromisos del
POES requiere eficiencia
del sector eléctrico

L

REPORTE

2013

a disponibilidad de oferta de generación eléctrica que en el 2013, a comparación de años anteriores, posibilitó un
desempeño adecuado y sin incidentes
importantes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) debe ser acompañada
en un futuro con un trabajo eficiente y
planificado para cumplir con las metas
trazadas en el Plan Óptimo de Expansión del SIN (POES) 2012-2022, según
analistas consultados por Reporte Energía.
La reserva promedio de 8,4% con la
que operó el SIN el 2013, más los nuevos
proyectos que entrarán en operación
comercial en los próximos meses tanto
en generación, transmisión y distribución, proyecta un escenario favorable
sin amenazas de racionamiento como
los que se vivió en el 2011 y parte del
2012.
Sin embargo, los desafíos que debe
afrontar el sector eléctrico pasa por no
solamente garantizar el suministro en el
SIN, sino de logar un cambio en la matriz
energética para no depender tanto de
las termoeléctricas, universalizar el servicio, llegando a las comunidades más
alejadas y exportar los excedentes a los
países vecinos.
“El sector transita por una nueva
etapa en la que requerirá demostrar su
capacidad y autosuficiencia para finan-

ciar su expansión, ser atractivo y seguro para captar los recursos de nuevas
fuentes como los fondos de pensiones y
aportar excedentes”, señaló Miguel Aramayo, exgerente de la Transportadora
de Electricidad (TDE).
Al estar conformado predominantemente por empresas del Estado, Aramayo indicó que se requiere una eficiencia
de gestión para cumplir los compromisos establecidos en el POES y en la
Agenda Patriótica para el 2025 que para
esa fecha busca exportar 3.000 MW, producto de los excedentes que generarán
los diferentes proyectos hidroeléctricos,
que actualmente están en proceso de
construcción y en estudios.
“Estos proyectos deben ponerse en
marcha en los plazos y costos establecidos”, apuntó.
Para afrontar los nuevos desafíos en
el sector eléctrico y el cumplimiento del
POES, el exejecutivo de TDE propone
una serie de acciones como el mejoramiento de la regulación acorde al nuevo
contexto y oportunidades, la definición
del nuevo rol de las empresas, la reducción de la dependencia tecnológica, el
potenciamiento del capital humano y la
participación local en las obras, eficiencia en el consumo y la valoración adecuada de la electricidad frente a otros
bienes y servicios.

Por su parte, Héctor Uriarte, consultor energético, afirmó que en la gestión
pasada fueron pocos los aspectos sostenibles en los que el sector eléctrico
mejoró, ya que todavía se continúa con
la construcción y puesta en marcha de
plantas termoeléctricas que utiliza un
gas subvencionado, el cual podría servir
para exportación.
También aseguró que en gran parte de la Amazonía boliviana carece de
energía eléctrica continua y confiable
las 24 horas del día.
“En cuanto a la universalización,
basta con dirigir la mirada a todo el Noreste de nuestro país y veremos que es
toda una enorme región nacional que
no cuenta con energía eléctrica”, puntualizó.
A criterio de Uriarte, el desafío para
la Empresa Nacional de Electricidad
(ENDE) es convertirse en una empresa
con visión de modernidad, actualización e innovación, para no caer en los
esquemas administrativos y de gestión
que se tuvo antes de la capitalización.
Sin embargo, criticó que el proceso
de refundación de ENDE y la nacionalización de empresas del sector haya, según su análisis, desincentivado al sector
privado “que muy poco estímulo recibe
de parte del Estado para ampliar sus inversiones”. ▲

pág.

ELECTRICIDAD

47

REPORTE

2013

pág.

ELECTRICIDAD
Foto: AE

48

De esta cantidad
cuatro eran sistemas aislados
y dos formaban
parte del Sistema
Interconectado
Nacional (SIN).

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

Seis entidades renunciaron
a operar en el sistema
eléctrico boliviano

S

i bien en la pasada gestión no se efectuaron intervenciones administrativas
ni preventivas a ninguna empresa y
cooperativa del sector eléctrico, la
Autoridad de Fiscalización y Control
Social de Electricidad (AE) informó
que un total de seis entidades abandonaron sus operaciones en el sistema eléctrico por falta de capacidad
técnica y administrativa.
“Renunciaron a la operación de su
sistema eléctrico durante la gestión
2013 debido a que no presentaban las
condiciones técnicas ni administrativas para seguir operando, por lo que
estaba en riesgo el suministro de electricidad”, destacó un informe de la AE
brindado a Reporte Energía.
De esta cantidad, cuatro operaban en los Sistemas Aislados y dos en
el Sistema Interconectado Nacional
(SIN).
La Cooperativa Teniente Bullain
dejó de operar en el sistema que tenía a su cargo en Oruro, la cual forma
parte del SIN, mientras que en La Paz,
la Cooperativa de Servicios Eléctricos
Tumupasa (Coset) renunció a la ope-

ración de su Sistema Aislado. En ambos casos el informe no detalla que
empresa se hará cargo de los sistemas.
Mientras tanto en el Beni, las cooperativas de Servicios Eléctricos San
Ramón, Servicios Eléctricos San Joaquín y Servicios Públicos Magdalena
dejaron de operar en sus respectivos
sistemas aislados y pasaron a la administración de la Empresa Nacional de
Electricidad (ENDE).
Por su parte, la Empresa de Electrificación Punata de Cochabamba cesó
la operación en el sistema Punata, que
pertenece al SIN y se hizo cargo de
la misma la Empresa de Luz y Fuerza
Eléctrica Cochabamba (Elfec).
Con estos traspasos la Autoridad
de Fiscalización y Control Social de
Electricidad prevé una reducción de
tarifas y mejorar la calidad y continuidad del servicio. Por ejemplo en los
sistemas mencionados del Beni para la
categoría domiciliaria se rebajó la tarifa a más de la mitad, llegando a 0,65
bolivianos el kilo watio hora (Bs/kWh),
mientras que con el antiguo operador
alcanzaba los 2 Bs/kWh.

Se recibió más de 1.700 reclamos
Hasta noviembre de la gestión pasada la AE recibió en todo el país un
total de 1.723 reclamos por supuestas
fallas e incumplimientos en el suministro de electricidad de las empresas
distribuidoras.
“La AE atiende las denuncias presentadas por los consumidores regulados y los usuarios del servicio eléctrico
contra las empresas distribuidoras, por
supuestos incumplimientos a la normativa legal vigente”, indicó la entidad
reguladora.
En total, desde mayo del 2009 hasta noviembre del 2013, la AE recibió
7.475 denuncias, de las cuales un 64%
fue por excesivo consumo.
La AE se encarga de canalizar los
reclamos directos ante las empresas
distribuidoras, realizar el seguimiento,
registro y resolución de las mismas.
Asimismo si existe incumplimiento
a los niveles de calidad fijados se aplica reducciones en la remuneración del
distribuidor y se devuelve a los consumidores afectados, por mala calidad de
suministro. ▲

EMPRESAS QUE RENUNCIARON A LA OPERACIÓN DE SU SISTEMA GESTIóN 2013
N° EMPRESA
1 Cooperativa Teniente Bullain Ltda.
2 Cooperativa de Servicios Eléctricos “TUMUPASA” Ltda.
3 Cooperativa de Servicios Eléctricos San Ramón Ltda.
4 Cooperativa de Servicios Eléctricos San Joaquín Ltda.
5 Cooperativa de Servicios Públicos Magdalena Ltda.
6 Empresa de Electrificación Punata S.A.

REPORTE

2013

SIGLA
COOP. TENIENTE BULLAIN Ltda.
COSET Ltda.
COOP. SAN RAMÓN Ltda.
COOP. SAN JOAQUIN Ltda.
COSERMAG
ELEPSA

SISTEMA
SIN/Tnte. Bullain
SA/Tumupasa
SA/San Ramón
SA/San Joaquín
SA/Magdalena
SIN/Punata

DEPARTAMENTO
Oruro
La Paz
Beni
Beni
Beni
Cochabamba

FECHA DE RENUNCIA
19/06/2013
31/07/2013
22/08/2013
22/11/2013
06/12/2013
06/12/2013

pág.

ELECTRICIDAD

49

REPORTE

2013

pág.

ELECTRICIDAD

50

2013 RECUENTO

cluyendo Bolivia. Estos profesionales
de 16 especialidades diferentes aportaron sus conocimientos para establecer y cuantificar los daños interpretando información suministrada por
la empresa eléctrica, explicó Bedoya.
El proyecto Ciclo Combinado
inició sus pruebas de operación en
noviembre de 2010 pero en enero de
2011 se produjo un corto circuito dañando al generador GCH-12, mismo
que tuvo que paralizar sus actividades.
En febrero de ese año la aseguradora desembolsó $us 4 millones
a Guaracachi como primer anticipo,
luego en septiembre canceló $us 3.6
millones y el último pago fue de $us
4.1 millones cifras que cierran el caso
con la cobertura por el daño ocurrido.
La suma de estos tres pagos alcanza la cifra de $us. 11.7 millones.

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

Empresa china realizará
estudio de factibilidad del
proyecto hidroeléctrico Icla
El Ministerio de Hidrocarburos y Energía
y la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE)
firmaron a finales de abril un Memorándum
de Entendimiento con la empresa Gezhouba Group Company Limited (CGGC), de la
República Popular de China, con el objetivo de realizar el estudio de factibilidad del
Proyecto Hidroeléctrico Icla, ubicado en el
departamento de Chuquisaca.
“Vamos a movilizar nuestro equipo para
realizar la propuesta lo más rápido posible.
También utilizar nuestro recursos y relación
con los bancos de China para la parte financiera”, aseveró Feng Jun, representante legal
de Gezhouba.
El ministro Juan José Sosa destacó que
en Bolivia se tiene un gran potencial hidroeléctrico que es necesario conocer. Añadió que el gobierno está muy esperanzado
en que estos proyectos se hagan realidad.

REPORTE

2013

to de energía solar.
El objetivo del mismo es promover el uso
de energía limpia y reducir emisiones de gases, mediante la instalación del sistema fotovoltaico interconectado con la red nacional.
“Estamos dando un paso muy importante
con la diversificación de la matriz energética”, señaló Hortensia Jiménez, viceministra
de Electricidad y Energías Alternativas.

Foto: panoramio.com

Foto: evwind.com

Con la entrega de $us 4.1 millones
a la empresa eléctrica Guaracachi SA,
la Boliviana Ciacruz Seguros completó
en febrero el pago de $us 11.7 millones como indemnización total por el
daño ocurrido en una de las turbinas
del proyecto Ciclo Combinado, convirtiéndose en el siniestro “más importante pagado en la historia de este
rubro en el país” destacó el presidente
de la compañía aseguradora, Gonzalo
Bedoya.
Por su parte, el presidente de
Guaracachi, Eduardo Paz, resaltó el
trabajo y la logística empleada por la
Boliviana Ciacruz en el transporte del
rotor de la unidad a Estados Unidos y
el retorno al país.
Cabe destacar que para la reparación de la unidad de Guaracachi se
involucró la evaluación de 50 técnicos
expertos de 9 países del mundo, in-

Foto: Archivo Reporte Energía

Guaracachi recibió indemnización
total por siniestro de turbina

pág.

ELECTRICIDAD

51

REPORTE

2013

pág.

52

ELECTRICIDAD

2013 RECUENTO

Países andinos construirán
sistema de interconexión
mayor respaldo para el sistema de
energía de cada uno de los países que
se respaldarán no solo en la capacidad de generación propia, sino en las
líneas interconectadas.
Por su parte, la viceministra de
Electricidad de Bolivia, Hortensia Jimenez, señaló que la iniciativa deberá
garantizar el acceso al servicio eléctrico a todos los hogares de la región.
“Es importante esta iniciativa en el
sentido de oportunidad de complementación, de solidaridad y de acceso
equitativo a la energía”, añadió.

La presidenta de Argentina, Cristina Fernández, encabezó en
agosto una videoconferencia con Bahía Blanca para anunciar la construcción de la central térmica Guillermo Brown, que se instalará en la
localidad de General Cerri y que duplicará la capacidad energética
de la zona.
Será una central de última generación, integrada inicialmente por
dos turbinas a gas que totalizarán una capacidad instalada de 580 megavatios (MW). Las mismas entregarán su energía a la red a partir de
marzo y abril de 2015.
En una segunda etapa se adicionará una turbina a vapor de 290
MW, sumando de este modo un Ciclo Combinado de 870 MW.

Foto: impactony.com

Cuatro países de la Comunidad
Andina, Ecuador, Colombia, Perú y
Bolivia, más Chile, acordaron en noviembre durante el cuarto Consejo de
Ministros en Quito, la creación de un
proyecto de Interconexión Eléctrica
Andina con la intención de unificar a
mediano plazo las redes de transmisión para fortalecer el servicio en cada
país y ampliar en conjunto el mercado
de electricidad.
El ministro de Minas y Energía de
Colombia, Amilkar Acosta, explicó
que el proyecto permitirá tener un

Construirán ciclo combinado
de 870 MW en Argentina

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

ISA ganó licitación de
línea eléctrica en Chile
La unidad en Chile de la colombiana ISA ganó a mediados del 2013
una licitación para construir en ese
país una línea de transmisión eléctrica de 174 kilómetros, que demandará
una inversión de $us 80 millones.
Con este nuevo proyecto, ISA alcanzará cerca de 931 kilómetros de
redes eléctricas en Chile.

REPORTE

2013

tras que el restante 65% se distribuirá a
otras regiones de Perú.
Calculó en poco más de 4 años el
tiempo que demandará la construcción de este megaproyecto, una vez
que se apruebe la convocatoria a concurso para la licitación de los trabajos.
“La obra va a ser financiada por capitales privados y no va a costar nada
al Estado, además generará energía
limpia y barata”, remarcó.
El megaproyecto será construido
con las aguas provenientes de los ríos
Amazonas y Napo, en la provincia de
Maynas, de la región de Loreto.

La falla, de acuerdo al ministro
de Energía Eléctrica, Jesse Chacón, se
ha presentado en el mismo lugar en
las dos oportunidades. Se trata de la
línea 765 la cual está conectada con la
Central Hidroeléctrica Simón Bolívar,
también llamada Represa de Guri.
Si bien la red afectada fue totalmente recuperada, Chacón señaló
que se va a investigar “hasta las últimas consecuencias” sus causas. “Nos
extraña mucho”, indicó.

Foto: 4freephotoscom

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

Más de 700 mil pobladores de la
región Loreto se beneficiarán directamente con la ejecución del megaproyecto de la hidroeléctrica de Mazán
que contempla una inversión privada
de $us 1,250 millones de dólares para
la generación de 450 megavatios
(MW), según un anuncio realizado por
el presidente regional de esta localidad a finales de noviembre del año
pasado.
Vásquez detalló que un 35% de la
electricidad que se producirá en esta
hidroeléctrica será destinado a impulsar el desarrollo de esta región, mien-

Foto: huacho.info

Dos apagones de magnitud
afectaron a Venezuela

Proyectan $us 1,250 millones
en hidroeléctrica Mazán

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

REPORTE

2013

minería


Bajón de precios
hace tambalear
el sector minero
la minería boliviana es
fuertemente dependiente de
los precios internacionales,
esto hace que la volatilidad del mercado tenga un
fuerte impacto en el valor
de la producción y en las
exportaciones de 2013.

pág.

54

MINERÍA

Exportaciones
E
mineras afectadas
por la caída
de precios
BOLIVIA: EXPORTACIÓN DE MINERALES SEGÚN PRODUCTO, VOLUMEN Y VALOR
COMPARATIVO ENERO- SEPTIEMBRE 2012 - 2013
(Expresado en kilogramos brutos y dólares americanos)
Producto
2012 2013
Volumen valor volumen valor
Minerales de plata y sus concentrados
10.578.513
705.259.373
13.560.527
633.557.783
Mineral de cinc y sus concentrados
609.236.766
545.942.287
620.584.914
557.285.501
Las demas formas en bruto de oro
1.509
66.588.115
6.014
231.895.555
Estaño en bruto sin alear (en lingotes)
10.286.062
211.582.277
10.454.959
230.695.102
Desperdicios y desechos, de metal precioso o de chapado de metal precioso,
16.154
599.270.127
92.794
206.322.695
De oro o de chapado (plaque) de oro, excepto las barreduras que contengan
Otro metal precioso minerales de plomo y sus concentrados
123.697.519
120.657.369
116.028.684
121.304.449
Plata (incluida la plata dorada y la platinada) en bruto aleada
155.338
143.413.362
151.944
115.620.602
Minerales de cobre y sus concentrados
25.190.078
22.578.879
37.572.418
32.509.493
Oxidos de antimonio
3.649.948
36.751.444
3.604.671
30.529.911
Mineral de estaño y sus concentrados
4.880.916
48.504.870
3.055.857
29.706.464
Boratos de sodio naturales y sus concentrados (incluso calci
57.145.265
12.103.768
110.771.956
27.324.245
Minerales de volframio (tungsteno) y sus concentrados
1.608.709
16.258.117
1.666.551
22.003.152
Minerales de oro y sus concentrados
6.019
17.961.753
5.249
16.318.556
Plata (incluida la plata dorada y la platinada) en bruto sin alear
17.487
15.597.852
18.207
13.728.209
Minerales de antimonio y sus concentrados
990.672
7.220.651
1.822.246
5.670.921
Sulfato de bario natural (baritina), incluso calcinado
16.104.358
2.243.256
16.656.344
3.496.087
Los demas antimonio y sus manufacturas, incluidos los desperdicios
311.451
3.880.617
251.300
2.494.007
Las demas piedras preciosas y semipreciosas naturales, excepto los diamantes
94.895
1.316.141
151.318
1.241.285
Aleaciones de estaño
245.643
4.324.803
61.184
1.203.731
Minerales de los metales preciosos y sus concentrados
0
0
92
934.175
Los demas minerales de niobio, tantalio, vanadio o circonio
41.872
844.265
39.641
872.085
Desperdicios y desechos, de hierro o acero estañados
6.183.260
1.040.005
4.276.290
783.336
Barras y alambres de estaño aleado, para soldadura
57.588
1.229.760
24.998
594.541
Las demas sales incluso en disolucion acuosa o con adicion de antiaglomerantes o
669.136
181.088
705.356
209.525
De agentes que garanticen una buena fluidez ; agua de mar
Ametrino (bolivianita) en bruto o simplemente aserradas o de
0
0
130
182.769
Mineral de manganeso y sus concentrados, incluidos lo minerales
2.289.132
685.740
466.364
112.365
Los demas cenizas y residuos (excepto los de la siderurgia) que contengan arsenico,
26.533
53.308
36.497
96.680
Metal o compuestos metalicos
Yeso fraguable
517.735
56.359
950.368
93.728
Trioxido de diarsenico (sexquioxido de arsenico, anhidrido arsionioso, arsenico blanco)
89.415
70.965
107.900
85.500
Bentonita
748.730
222.442
182.620
74.832
Minerales de hierro y sus concentrados, sin aglomerar
13.150.000
871.350
500.357
67.500
Los demas desperdicios y desechos, de metal precioso o de chapado de metal precioso
8.457
83.760
6.520
65.200
Sal gema, sal de salinas, sal marina y sal de mesa
803.197
84.456
944.680
59.396
Desperdicios y desechos de cinc
0
0
40.410
50.868
Los demas metales, galio, hafnio (celtio), indio, niobio (colombio), renio y talio;
57.840
14.499
211.630
50.239
Y sus manufacturas de estos metales incluidos los desperdicios y desechos
Pizarra, incluso desbastada o simplemente troceada, por aserrar
118.187
30.163
96.485
32.189
Las demas piedras preciosas o semipreciosas, sinteticas o re
20
14.351
10
23.067
Granito simplemente troceado, por aserrado o de otro modo
0
0
16.900
12.769
Plata (incluida la plata dorada y la platinada) semilabrada
0
0
13
5.393
Marmol y travertinos en bruto o desbastados
0
0
27.000
1.741
Las demas arenas naturales de cualquier clase, incluso color
0
0
206
1.000
Cloruro de sodio, con pureza superior o igual al 99,5%, incluso en disolucion acuosa
128.704
7.684
25
126
Los demas boratos naturales y sus concentrados (incluso calc
26.694.560
7.039.199
0
0
Los demas boratos naturales y sus concentrados (incluso calcinados)
4.440.360
807.020
0
0
Antimonio en bruto, polvo
21.070
244.541
0
0
Los demas minerales y sus concentrados
57.980
180.327
0
0
Los demas plomo en bruto
72.293
114.374
0
0
Plomo en bruto, con antimonio como el otro elemento predominante en peso, los demás
16.310
105.270
0
0
Boratos de sodio naturales y sus concentrados (incluso calcinados)
501.040
90.000
0
0
Las demas piedras preciosas o semipreciosas en bruto o simplemente aserrada o desbastada
411
55.830
0
0
Los demas bismutos y sus manufacturas, incluidos los desperdicios y desechos
2.067
40.697
0
0
Minerales de hierro y sus concentrados, aglomerados
200.000
28.512
0
0
Cenizas que contengan metal precioso o compuestos de metal precioso
470
11.301
0
0
Ecaussines y demás piedras calizas de talla o de construcción; alabastro
208.000
6.500
0
0
Granito en bruto o desbastado
23.350
4.500
0
0
Los demas tetraboratos de disodio (borax refinado)
2.008
960
0
0
Hojas y tiras, de espesor inferior o igual a 0,.2 Mm (sin incluir el soporte), de plomo
12
21
0
0
Las demas materias minerales no expresados ni comprendidos en otra parte
202
3
0
0
Total
921.347.236 2.595.674.309 945.151.630 2.287.316.773
FUENTE: Instituto Nacional de Estadística - INE.
ELABORACIÓN: Instituto Boliviano de Comercio Exterior - IBCE.
(p): Datos preliminares

REPORTE

2013

n los últimos ocho años la minería boliviana se mantuvo con volúmenes de ventas
ascendentes logrando picos de exportación y adquiriendo gran protagonismo en
la economía del país gracias a los precios
elevados de los minerales en el mercado
internacional.
Sin embargo, este último año los precios
de los minerales, al igual que el resto de los
commodities, han mantenido una tendencia hacia la baja, provocada por el pobre
desempeño de la economía mundial y que
afectó a la demanda.
Según las cifras oficiales disponibles
hasta el tercer trimestre de 2013, las ventas
del sector minero (incluyendo minerales
industrializados) llegaron a los $us 2.287
millones por 945.152 toneladas exportadas
hasta septiembre. La mala noticia es que, si
bien los precios de los minerales aún están
históricamente altos, su descenso por la crisis en Europa principalmente, y su negativa
incidencia sobre la demanda asiática, han
hecho que las ventas de minerales en bruto,
experimenten una caída de $us 309 millones hasta el tercer trimestre, demostrando la
vulnerabilidad respecto de los precios.
Las principales bajas se dieron para el
oro, el estaño y la plata. El precio del oro disminuyó levemente en 3%, a consecuencia
de una disminución en las solicitudes por
parte de los mercados de India y China.
Asimismo, el precio de la plata tuvo un
descenso comparado al 18 de septiembre
del 2013, debido a la crisis de la reserva federal que atravesó Estados Unidos.
Finalmente, a mediados de octubre, la
cotización del estaño registró una baja del
3%, explica María Esther Peña, gerente técnico del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE).
Según datos del Instituto Nacional de
Estadística (INE), al tercer trimestre de la
gestión 2013, los minerales exportados por
Bolivia al mundo, que individualmente superaron el referente de los $us 100 millones
fueron: plata y sus concentrados ($us 634
millones); zinc y sus concentrados ($us 557
millones); formas de oro en bruto ($us 232
millones); estaño en bruto sin alear (231millones); desperdicios y desechos de metales
preciosos ($us 206 millones); plomo y sus
concentrados ($us 121 millones); y, plata,
incluida la plata dorada y platinada, aleada
($us 116 millones).
Este pequeño grupo de minerales
significó un monto conjunto de $us 2.097
millones, vale decir, el 92% del valor total
de los minerales exportados por Bolivia
al mundo el pasado año. Asimismo, se
observa que la canasta de exportación
estuvo conformada prioritariamente por
minerales tradicionales.
La cotización del zinc, a diferencia del
resto de los metales básicos experimentó
un incremento de 1% durante el último mes.
Cabe destacar, que siendo la extracción de
minerales en Bolivia de “socavón” y no “a cielo abierto” como en otros lugares, esto hace
que los costos sean altos y la productividad
baja, por lo que la subida de los precios ayuda a la competitividad y beneficia al sector. ▲

pág.

MINERÍA

pendiente de su desenlace en un contexto en el que
países como China, la gran “fábrica mundial” tuvo
una demanda física de minerales moderada.
Por ello, que los precios de los minerales bajen
debería ser una preocupación para Bolivia, toda vez
que la exportación de recursos naturales sin valor
agregado -como los minerales- junto con el gas
natural, otro recurso extractivo y no renovable, ha
llevado a una “reprimarización” de su economía, haciéndola extremadamente vulnerable respecto de
las cotizaciones internacionales.
“En la medida que los precios de los minerales
bajen, ello afectará los ingresos de divisas del Estado,
provocando no sólo la disminución del saldo comercial, sino también un incremento de los costos de
producción, lo que a su vez podría derivar en medidas como la reducción de empleos, con el impacto
social que ello supone”, sostiene Peña.
Por su parte, Garzón sostiene que el país ha vivido un “mega ciclo” de precios al alza de los metales,
que comenzó en 2005-2006, que tuvo su cúspide en
2011 y que con esporádicos bajones coyunturales
dura ya alrededor de ocho años. Sin embargo desde
2011 se nota una reversión del ciclo con tendencia a
la baja de los metales base (estaño, zinc, plomo, cobre y otros) y en menor grado de los metales preciosos (oro, plata, platino).
“El escenario probable es de continuidad de la
tendencia: bajadas y subidas de menor escala pero

Foto: Internet

Las cifras preliminares del 2013 con una leve
caída demuestran que la minería boliviana es fuertemente dependiente de los precios de los metales
en el mercado internacional, lo que ocasiona la volatilidad del mercado, típica del último tiempo con un
fuerte impacto en el valor de la producción y en las
exportaciones.
Para el experto Dionisio Garzón, al margen de la
caída de la producción, otro problema es que la minería nacional no se ha diversificado ni tiene un aumento considerable del volumen de la producción,
lo que la hace vulnerable a la fluctuación de precios,
de hecho los datos para el primer semestre del año
en curso muestran un muy leve incremento de 6,2%
comparado con igual semestre del pasado año (Datos de Fundación Milenio).
La receta para superar esta característica negativa del sector minero nacional pasa por diversificar
la producción a rubros de mayor valor de mercado
como oro y plata – la producción de oro está actualmente controlada por la minería informal, cooperativas y mineros chicos artesanales, de baja productividad y escaso control ambiental y de tributación.
También acelerar los proyectos de litio y potasio del
Salar de Uyuni que permitirán acceder a dos elementos de alto precio de mercado, recomienda Garzón.
Según el IBCE, en adelante el contexto internacional para los minerales dependerá de cómo se
resuelva la crisis en Europa, y todo el mundo está

manteniendo la tendencia al cierre del “mega ciclo”.
Volatilidad será el escenario en el corto plazo y cierre del ciclo en el mediano y largo plazo”, afirma el
experto.
En tal sentido, los expertos recomiendan generar nuevos proyectos mineros para lo cual es necesario un fuerte apoyo a las tareas de prospección y
exploración. En la actualidad, el país depende de
las minas San Cristóbal, San Bartolomé (operación
hidrometalúrgica que produce plata metálica), San
Vicente y las minas del Grupo Sinchy Huayra (Ahora
Illapa) de menor escala de producción. Si no se descubren y operan nuevas minas el futuro de la producción minera boliviana es incierto.

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

2013

REPORTE

Industria minera vulnerable

55

pág.

MINERÍA

56

Expertos consideran que la ubicación
del Mutún lejos de las costas y los mercados lo torna menos competitivo.
350 mil toneladas de hierro se encuentran acumuladas en El Mutún.

a más de un año de la
salida de jindal, la esm no
puede exportar el hierro

A

REPORTE

2013

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

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

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

pág.

MINERÍA

57

REPORTE

2013

pág.

MINERÍA

58

La injerencia política y los excesos del sindicalismo fueron
los principales males que afectan a proyectos mineros como
Huanuni, Corocoro y Colquiri, junto a la falta de inversión.
El complejo minero Huanuni, dependiente de la Comibol tiene en su planilla a cerca de 5,000 trabajadores, cuya cantidad de funcionarios generó críticas entre los entendidos.

mineras estatales con
resultados deficitarios

L

REPORTE

2013

os resultados poco satisfactorios de la
gestión 2013 de la minería boliviana se
deben, en gran parte al proceso de estatización y de nacionalizaciones de parte
del gobierno, coinciden en señalar los expertos en minería boliviana.
En este marco, Huanuni, Coro Coro, Karachipampa y los proyectos del Mutún y el
del litio no han despegado como se esperaba, debido a la falta de inversión y tecnología orientada a la expansión de los
yacimientos y mejora de su producción.
En este tema Henry Oporto, experto
en minería, opina que la injerencia política
y el peso abrumador del sindicalismo han
sido determinantes para la debacle de la
nacionalización reflejados por ejemplo,
en la Corporación Minera de Bolivia (Comibol), que ha sido víctima del aumento
irracional de personal, costos exorbitantes, malas decisiones gerenciales y otros
problemas más. Como dato, destaca el
cambio de seis presidentes en siete años.
“La corporación no cuenta con la capacidad de invertir y desarrollar proyectos mineros, así lo ha demostrado en las
numerosas dificultades para administrar
bien las tres empresas a su cargo: Huanuni, Colquiri y Corocoro”, sostiene.
Si bien no se conocen los datos a fin
de año, las cifras preliminares dan cuenta
de que Huanuni tiene una muy baja per-

formance por el elevado costo de la planilla de trabajadores (casi 5.000) y el costo
operativo que se incrementa substancialmente quedando vulnerable a cualquier
bajón de precios que le provocaría pérdidas operativas.
Según datos oficiales, la producción
de estaño de la Empresa Minera Huanuni
cayó en 11,5% debido a fallas en los ingenios Santa Elena y Machacamarca, al agotamiento de las vetas del yacimiento por
falta de inversión y a los conflictos sociales ocurridos en mayo pasado. La estatal
sumó una producción de 6.441 toneladas
métrica finas (TMF) hasta septiembre de
2012, pero en similar periodo de 2013
sólo extrajo 5.702 TMF.
Respecto al caso de Colquiri, si bien
reportó ganancias, la productividad de las
operaciones es considerablemente más
baja que lo que era con la administración
privada, además que se ha visto sumido
en conflictos en torno a la disputa por la
veta Rosario.
En este yacimiento minero operan
776 mineros cuentapropistas reunidos
en tres cooperativas, la mayoría en la
26 de Febrero, con operaciones calificadas de rústicas porque no son las más
adecuadas para explotar este tipo de
yacimientos.
Por su parte Enrique Arteaga, analista

económico sostiene que la minera Corocoro no encontró las reservas suficientes
como para viabilizar su desarrollo, aunque para este año el gobierno anunció
un aumento de la producción de cátodos
de cobre de 70 toneladas métricas finas
(TMF) mes a 150 TMF gracias a la reparación del dique de colas y el área de lixiviación por agitación. Sin embargo, esta
producción se dará desde 2014.
Los grandes pendientes son el desarrollo del Mutún y la industria del litio que
está estancado por problemas técnicos y
que para muchos, debe encararse de manera distinta.
Según Arteaga, actualmente la minería depende de los pocos proyectos
mineros privados - San Cristóbal, San Bartolomé (operación hidrometalúrgica que
produce plata metálica), San Vicente y las
minas del Grupo Sinchy Huayra de menor
escala de producción – que continúan
con su bajo perfil, sin mayores inversiones en exploración para la reposición de
reservas y sin nuevos proyectos en perspectiva.
“Si no se descubren y operan nuevas
minas, el futuro de nuestra producción
minera es incierto, pero para esto se requiere de una nueva Ley Minera que
genere un clima de inversión”, opinó Arteaga. ▲

pág.

MINERÍA

Foto: minerandina.com

59

En la pasada gestión la Onza Troy de oro bajó
de 1.681 a 1.321 dólares. Bolivia recaudó 66
MM de bolivianos por regalías auríferas.
En Bolivia reportan que el aporte productivo por la explotación del oro se verá afectado en el cierre de gestión.

el Oro Bajó su precio
en 21% y afectará
ganancia anual
plazo. En particular, los inversores de
China e India contratan oro para protegerse contra la mala gestión política y
la caída de valor de las monedas frente
al dólar.
“Los inversores vuelven al oro cuando
se dan cuenta de que la oferta monetaria sigue creciendo y el papel moneda se devalúa cada vez más”, afirma
Zulauf.
De acuerdo a los expertos, el valor del
oro, contrariamente a otras inversiones,
no está ligado a un emisor que puede
quebrar. Por eso este metal se ha convertido en refugio para los ahorristas
europeos y estadounidenses.
“El metal dorado se ha convertido en
uno de los depósitos de valor más importantes frente a la incertidumbre”,
aseguran.
En el caso de Bolivia, el titular de Minería, Mario Virreira señaló que la caída
en la cotización del oro influirá en los
ingresos de empresas privadas y en las
cooperativas mineras. Se entiende que
este hecho también tendrá su efecto
en la Empresa Boliviana del Oro (EBO),

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

2013

REPORTE

E

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

pág.

60

MINERÍA


ven mayor explotación
de litio en la región,
pero sin valor agregado

En Bolivia falta aplicar tecnología adecuada en el Salar de Uyuni.
Argentina todavía tiene problemas en su regulación. Chile es el
mayor productor pero aún no incursiona en la industrialización
Esta Planta de litio se construye en el salar de Olaroz, Argentina, es uno de lo más grandes emprendimientos en ese país y producirá 17.500 t. de carbonato de litio desde 2014.

E

REPORTE

2013

n los últimos años, la exploración
de litio ha experimentado un importante crecimiento en la región argentina y chilena, dadas las altas expectativas generadas en el mercado mundial,
sin embargo expertos coinciden en señalar que la verdadera riqueza de este
metal está en darle valor agregado, y
esta fase aún no avanza en Sudamérica.
Las mayores reservas de litio del
mundo se encuentran en la zona denominada el Triángulo del Litio, comprendida por Bolivia (Salar de Uyuni), Chile
(Salar de Atacama) y Argentina (salares
de la puna). La mayor demanda de este
mineral se debe a su utilización en la
fabricación de baterías para celulares,
tablets y autos eléctricos.
A pesar de que Bolivia tiene el yacimiento más grande, en el Salar de Uyuni, el país que más ha explotado el litio
es Chile, que tiene la segunda reserva
del mundo en el salar de Atacama y
es actualmente, junto con Australia,
el principal productor internacional.
Analistas destacan el fuerte crecimiento que ha tenido el valor del litio, que
desde 1998 aumentó en un 238%, se-

gún cálculos publicados en medios
chilenos.
En este tema Jaime Alée, director
del proyecto Centro Innovación del Litio, de la Universidad de Chile, explicó
a Reporte Energía que otros metales
como el oro y el cobre seguirán valiendo mucho más que el litio, porque son
mucho más escasos.
“El mercado del litio es muy pequeño, hoy en día se usan apenas 160.000
toneladas (t) de carbonato de litio, el total de lo que se produce en el mundo.
Y se trata de un negocio que genera
unos 500 a 600 millones de dólares,
comparado a los 50.000 a 60.000 millones de dólares que genera el cobre”,
explicó.
En cuanto a la creciente demanda de este metal, expertos como Alée
aseguran que las reservas de litio son
suficientes para 1.000 años, algo que
garantizará que su precio se mantenga
bajo. Por eso, los científicos creen que
la verdadera fortuna asociada al litio no
está en la extracción, sino en el valor
agregado.
En Chile, la producción actual de

litio (59.000 t) es extraída por las dos
empresas que hasta ahora tenían la exclusividad del mercado: Sociedad Química y Minera de Chile (SQM), de capitales nacionales, y Sociedad Chilena del
Litio, en manos de la estadounidense
Rockwood.
Al respecto Juan Carlos Zuleta, experto en economía del litio, señaló que
el gran problema que tiene Bolivia es la
falta de una definición clara del tipo de
tecnología que debe utilizarse en el Salar de Uyuni, remarcando que se trata
del yacimiento más grande del mundo.
Ahora en cuanto a los proyectos
que lleva en marcha el Gobierno, cuestionó cómo hasta ahora, después de
más de 5 años y medio de experimentación infructuosa, el proyecto piloto
no ha logrado cumplir sus metas mínimas de producción, tanto de carbonato de litio (40 t/mes) como de cloruro
de potasio (1.000 t/mes).
Por otro lado, Zuleta dijo que el
proyecto piloto de baterías de litio en
proceso de construcción en la zona de
La Palca, Potosí, no será otra cosa que
un “nuevo elefante blanco”, aclarando
que funcionará con todos los insumos
importados de China, incluidos los
compuestos de litio.
Es así, que Bolivia todavía no extrae
litio a gran escala, aunque el Gobierno
Central ha buscado crear alianzas con
empresas de Francia, Japón y con el
de Corea del Sur para obtener la tecnología necesaria para la extracción, sin
ceder la soberanía del país sobre este
bien tan preciado.
En el caso de Argentina, según la
evaluación de los especialistas, este
país no deja de tener sus propias complicaciones debido a que muchas corporaciones extranjeras establecidas allí
(desde 2009) han empezado a poner
en duda su incorporación al mercado
internacional de litio mientras prevalezcan condiciones regulatorias desfavorables a sus intereses, tales como el
control de divisas y otras normas tributarias.
A pesar de ello, la automotriz japonesa Toyota compró el 25% de un
yacimiento de litio en el salar de Olaroz,
en Jujuy, que será explotado junto con
la minera australiana Orocobre y el Gobierno de esa provincia, a partir de abril
de 2014. ▲

pág.

MINERÍA

61

REPORTE

2013

pág.

MINERÍA

62

2013 RECUENTO

Triplicarán producción
de estaño para el 2014

La plata llegó a su mínimo
en más de un año

A partir del 2014, la Empresa Metalúrgica de Vinto (EMV) requerirá
el triple de producción de estaño, debido a que entrará en operación el
horno Ausmelt, afirmó el ministro de Minería, Mario Virreira.
Actualmente, la producción de la Empresa Minera Huanuni llega, en
promedio, a más de 800 toneladas métricas finas (TMF) por mes. Mientras
que en Colquiri esa cifra es de 320 TMF.

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

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


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

Foto: blogspot.com

Minera canadiense inició
arbitraje contra Bolivia
La canadiense South American Silver Limited inició en mayo del anterior año, un arbitraje internacional contra el Estado boliviano
por la reversión “sin compensación” de su concesión minera en Mallku Khota. El yacimiento
está ubicado al norte de Potosí, una de las
minas de plata, indio y galio más grandes del
mundo.
Se hará bajo el Reglamento de Arbitraje
de la Comisión de las Naciones Unidas para el
Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI) y
de conformidad con el Tratado de Promoción
y Protección de Inversiones suscrito entre Bolivia y el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda.

Chile subió en 7% su
producción de cobre

China invertirá 12 mil MM
de dólares en Perú

Cooperativistas piden
aprobar Ley Minera

Un incremento de 6,8% registró la producción chilena de cobre en enero-septiembre, frente a igual lapso de tiempo del año
anterior.
El último boletín mensual elaborado por
la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), detalla que con el alza, la producción del principal producto de exportación del país alcanzó
4.2 millones de toneladas, superando las 3.9
millones de toneladas de igual período de
2012. La minera estatal desarrolla un plan de
inversiones por $us 25 mil millones al 2025.

En los próximos años, China invertirá más
de $us 12 mil millones en Perú, manifestó el
presidente de la Cámara de Comercio PerúChina, José Tam Pérez. Indicó que el interés de
la nación asiática se concentra en la minería,
el petróleo, las telecomunicaciones, la infraestructura y la agricultura.
Asimismo, señaló que hay aproximadamente 100 empresas chinas en el país. Destacó los avances en lo que respecta a intercambios como consecuencia del Tratado de Libre
Comercio (TLC) entre ambos gobiernos.

La Federación Nacional de Cooperativas Mineras (Fencomin) demandó al Jefe
de Estado aprobar la nueva Ley de Minería
hasta finales de 2013 (aspecto que no se
cumplió hasta el cierre de esta edición).
Con ese propósito, una comisión de
Fencomin y dirigentes cooperativistas de
Potosí se reunieron con el jefe de Estado en
la víspera, donde expresaron las demandas
del sector respecto a la necesidad de contar
con más áreas de explotación minera en el
norte de Potosí.

REPORTE

2013

REPORTE

2013

energía alternativa

Energías
alternativas
con futuro
alentador
sentaron las bases para impulsar con gran fuerza la
concreción de este tipo de
proyectos en Chile, Ecuador
y Uruguay, países que construirán parques solares y
eólicos sumando 1000 mw.

pág.

ENERGÍA ALTERNATIVA

64

El 2014 se ejucutarán proyectos
importantes en la
región con la posibilidad de alcanzar
hasta 1.000 MW
de capacidad instalada en toda la
región.

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

grandes avances en energías
renovables en la región

E

REPORTE

2013

l 2013 ha marcado un hito para las energías renovables de América Latina, puesto que se sentaron las bases para un
potencial en la ejecución de proyectos
en los próximos años mediante políticas energéticas de los diferentes países,
coinciden expertos vinculados en esta
área.
Varios países de la región estudian la
implementación de marcos normativos
para el desarrollo e incentivo de proyectos de energías renovables. Asimismo,
consideran diferentes modelos tales
como el sistema alemán, que evidenció
un éxito rotundo en los últimos 13 años
desde su implementación.
Para el 2014, distintos analistas coinciden en señalar que será sin duda el año
de la ejecución de proyectos importantes en la región, con la posibilidad de
alcanzar hasta 1.000 megavatios (MW)
de capacidad instalada en toda la región.
Al respecto, Carlos Peláez del Instituto de la Competencia y Derecho energético de la Universidad de Berlín (EWeRK,
por sus siglas en alemán) proyecta que
será un año donde se pondrá a prueba
el gran desafío de construir, con la falta
de proveedores locales de servicios e
insumos los parques de generación de
energía alternativa.
Al mismo tiempo, apunta que en
vista de posibles grandes proyectos se
debe contar con capacidades suficientes
de transmisión y distribución. Además la
participación de las empresas administradoras de redes.
Del mismo modo enfatiza que es de
vital importancia para la factibilidad de
los proyectos renovables. “Las normas

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

Carlos Peláez

Partnerships), los cuáles deben ser supervigilados y regulados por las agencias reguladoras correspondientes”, dijo

Experto en energías renovables de EWeRK

“Todavía existen grandes
obstáculos por superar”
La implementación de un marco jurídico adecuado y en consonancia
con la política energética de cada
país; mayor financiamiento; la falta
de know how y la renovación de la
infraestructura eléctrica son los cuatros principales obstáculos para el
desarrollo de ese tipo de energía en
América Latina.
No se debe tomar el modelo de un
país extranjero y pretender copiarlo e
implementarlo a una realidad nacional. Más bien es imprescindible el trabajo con equipos con la experiencia
y el conocimiento técnico necesarios
para analizar el escenario en cada país.
Por otro lado, se deben crear normas
que permitan que los proyectos de
energías renovables se complementen y se integren a la matriz energética convencional existente.
En cuanto a el financiamiento, debe ir
ligado a la factibilidad económica de
cada proyecto. En esta área estamos

creando una experiencia completamente nueva. Es importante que las
instituciones financieras locales se familiaricen con los proyectos de energías renovables, que comprendan su
estructura financiera, sus riesgos, sus
plazos y que estén dispuestas a trabajar en combinación con recursos estatales, mixtos e inversiones extranjeras.
A estos aspectos se suma la falta de
know how y mano de obra local. Es
importante que se capaciten a jóvenes ingenieros y demás profesionales,
de manera que en el mediano plazo
exista una estructura local de prestadores de servicios y proveedores
que permitan disminuir los costos y
posibiliten el mantenimiento de las
infraestructura.
Finalmente, las redes eléctricas en
la mayoría de los países de la región
requieren ser ampliadas y renovadas,
además de incorporarse nuevas redes
que deben ser construidas.

pág.



Colombia, Brasil y Guatemala
los primeros en biomasa

Los primeros países latinoamericanos que han
experimentado el uso de bioenergía y donde
desarrollan la tecnología a mayor escala es en
Colombia, Brasil y Guatemala, señala la Red
Iberoamericana de Bioenergías.
Al respecto, José María Rincón Martínez,
coordinador de la Red de Bioenergía, explicó que se espera llegar ell 2020 con un 20%
más de energía renovable. Europa es uno de
los principales consumidores de bioenergía
y también el principal cooperador de los países iberoamericanos en este tema. Asimismo,
enfatizó los aspectos económicos, técnicos
y ambientales como los principales motivos

que impiden su desarrollo en muchos países.
Rincón, proyectó que la biomasa regresará como opción para obtener energía, pero
con tecnología más avanzada y mejor aprovechamiento de sus recursos. Como también
habrá diferentes formas de combustibles, que
pueden venir en estado gaseoso o líquido a
partir de recursos naturales renovables y ya no
fósiles, dijo. “La gran ventaja de la utilización
de bioenergías se traducirá en la generación
de empleos, el uso del recurso tierra, la seguridad energética y la democratización de la
energía para todos los habitantes del planeta”,
concluyó.

2013

REPORTE

Peláez.
Se prevé que los mayores empredimientos en este tipo
de energía se susciten en Chile, Ecuador y Uruguay, países
que protagonizarán la construcción de parques solares y
eólicos. Esta fase de construcción concluirá en muchos casos el 2015 lanzando sus primeros resultados el 2016.
De esta experiencia dependerá el escepticismo de empresas de todo el mundo que están siguiendo con gran
interés el desarrollo de las energías renovables en América
Latina.
En el Perú se ha construido el primer parque solar de
gran escala (40MW) de América Latina, ubicado en la región de Tacna. Además se está cerrando la licitación de 500
mil paneles solares para uso doméstico de familias rurales
y se está iniciando la construcción de un parque eólico en
la costa.
Por su parte, Bolivia ha mostrado una iniciativa en el
área eólica con un proyecto de 3 MW en la región de Qollpana. Si bien es un proyecto a una escala menor, significa
un hito importante en la energías renovables para el país.
Una vez concluido este proyecto, concentrará sus esfuerzos en desarrollar un parque eólico de 50 MW.
Al respecto, Peláez afirmó que es un hecho, que las
energías renovables llegaron para quedarse en América
Latina. Esto significará un cambio positivo en la matriz
energética, en relación con la producción y uso de energía
y el surgimiento de una conciencia ambiental en los ciudadanos.
“Así como en países desarrollados, no será extraño
mientras viajamos por nuestras carreteras nos encontrarnos con un paisaje diferente, con presencia de parques eólicos y solares, plantas de biogás o biomasa, y sentir que el
cambio limpio de matriz energética ha llegado a nuestras
vidas”, dijo Peláez. ▲

65

pág.


66

2013 RECUENTO

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

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

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

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

Chile instala en este momento 702
MW de energías renovables, sobre todo
eólica, pero también una termosolar y
varias centrales de energía solar fotovoltaica, de acuerdo a las cifras del Reporte
de ERNC del mes de octubre del Centro
de Energías Renovables (CER).
El Reporte destaca la existencia de
702 MW en construcción, liderados por la

Foto: geotermiasolar.net

Chile impulsa el desarrollo
de energías renovables
tecnología eólica que acapara casi el 70%
de los proyectos que están en etapa de
levantamiento. “
La generación ERNC acumulada en
2013 corresponde al 5,79% de la energía
total producida en los sistemas, correspondiente el 53% a bioenergía, 34% a
mini hidráulica, 13% a eólica y 0,1% a solar”, asevera el Reporte ERNC.

Foto:Reporte Energía

Brasil y Uruguay avanzan
en integración energética

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

REPORTE

2013

Foto: facebook.com Periodista Invitado

Funcionarios de Brasil y Uruguay se reunieron en Brasilia para avanzar en lineamientos
acordados por ambos gobiernos en el Grupo
de Alto Nivel (GAN), y discutir temas de integración productiva, en los sectores automotriz, eólico y naval.
Ambos países buscan soluciones para los
planes conjuntos de construcción de nuevos
parques eólicos. El año pasado se firmó un
acuerdo para la construcción de estos, entre
las entidades Usinas y Trasmisiones Eléctricas
(UTE) de Uruguay y Electrobras de Brasil. Recientemente se licitó la construcción del primero de ellos en Colonia (sureste).

Parque Qollpana
registra 85% de avance
En marzo de 2013 se firmó el contrato para la ejecución del Parque Eólico de Qollpana, el cual ha alcanzado
a la fecha aproximadamente el 85%
de avance y se prevé entregar a operación comercial en dicembre de 2013,
informó Corani.
En la primera fase del proyecto se
montaron dos aerogeneradores con
una capacidad instalada de 3 MW,
que tendrán una altura de 120 metros,
según informa la entidad en la web
del proyecto.

REPORTE

2013

MEDIO AMBIENTE


apuestan por
explotación de
gas en áreas
protegidas

YPFB y el Ministerio de Medio
Ambiente y Agua trabajaron en
un decreto reglamentario que
permitirá el ingreso a las áreas
protegidas. indígenas temen un
daño a los lugares donde habitan.

pág.

MEDIO AMBIENTE

68

El Gobierno trabajó en el 2013 en la realización de
un decreto que norme el ingreso a estas áreas y en
el conocimiento de experiencias en otros países
En las inmediaciones del Parque Aguaragüe ya se realizan actividades exploratorias.

Exploración en áreas
protegidas no tiene marcha
atrás; indígenas en alerta

E

REPORTE

2013

l anuncio realizado por el vicepresidente Álvaro García Linera durante el III
Congreso Internacional Gas & Petróleo,
realizado a finales de mayo del 2013, referido a que YPFB realizará actividades
de exploración en parques nacionales
no tiene “marcha atrás”, ya que a partir de esa fecha el gobierno trabajó en
estudios y normativas para dar las condiciones necesarias al ingreso a estas
áreas que, según estimaciones, cuenta
con un alto potencial hidrocarburífero.
Al respecto, el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, dio a conocer
en agosto que conjuntamente con
YPFB Corporación y el Ministerio de
Medio Ambiente y Agua se trabajó en
un decreto reglamentario que permita
el ingreso a las áreas protegidas.
Paralelamente señaló que una comisión conformada por diferentes instituciones viajó a Brasil para conocer su
experiencia de explotación de hidrocarburos en áreas protegidas, donde
aseguró que los impactos ambientales
fueron mínimos.
Remarcó que “el afán no es dañar
el medio ambiente”, sino explotar los
recursos naturales que hacen falta para
el bien de los bolivianos.
La decisión de explotar estos recursos en parques nacionales se debe a
que, según declaraciones del vicepresidente, son áreas con alto potencial petrolero y gasífero, descubiertas hace 30
años, las cuales serán explotadas “con
una visión de patria” y con el cuidado
de encaminar paralelamente políticas
de mitigación de impacto ambiental.

“Está bien que tengamos parques
y somos un país profundamente respetuoso de la madre tierra, pero eso no
significa que nos quedaremos viviendo
como hace 400 años para que vengan
otros a explotar las riquezas que aún
no hemos aprovechado”, manifestó en
el Congreso de YPFB.
Aseveró que el Estado invertirá la
cantidad de dinero que sea necesaria
para garantizar el cuidado ambiental
en estas áreas, pero que no dejará de
estudiarlas.
Bolivia tiene 123 áreas protegidas,

Nelson Bartolo

22 de carácter nacional, 23 departamentales y 78 municipales. Entre los
más importantes están el Territorio Indígena Parque Nacional Isiboro Sécure
(Tipnis), el Aguaragüe, San Matías, KaaIya, Amboró, Iñao y Apolobamba.
Se conoce la existencia de estudios
técnicos que confirman importantes
reservas en el parque Aguaragüe en
Tarija, Madidi en La Paz y el Tipnis entre
Cochabamba y Beni.
Además cabe señalar que se realizan actividades en inmediaciones de
estos parques. YPFB Petroandina tiene

Secretario de Recursos Naturales de la APG

“No nos han consultado
para sacar un decreto”
Para nosotros como Nación Guaraní
el tema es preocupante porque en
realidad tenemos áreas protegidas
y parques como el Aguarague que
está ubicado por la capitanía de Villa Montes, Caraparí y Yacuiba y el
Kaa-Iya en el territorio del Alto y Bajo
Izozog.
Por el momento no hay ninguna actividad y no vamos a permitir que se
esté haciendo exploración dentro
de nuestras áreas protegidas mucho
más dentro del parque, pero creo
que eso se tendrá que discutir luego.

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

pág.

MEDIO AMBIENTE

Indígenas anunciaron resistencia
Los indígenas del país manifestaron
su preocupación por el anuncio gubernamental de realizar la explotación de
hidrocarburos en parques nacionales y
áreas protegidas y que de llegarse a esa
situación anunciaron que habrá resistencia.
El presidente de la Subcentral del
Territorio Indígena y Parque Nacional
Isiboro Sécure (Tipnis), Fernando Vargas,
señaló que una eventual explotación
petrolera en áreas protegidas no sólo
afectará al hábitat de los pueblos originarios, sino que representa un gran
daño a los diversos ecosistemas que Bolivia posee.
También argumentó que la posición
política que expresó el vicepresidente en el congreso de gas y petróleo de
YPFB es contradictoria a la que manifestó el presidente Evo Morales que se qui-

Foto: Archivo Reporte Energía

so mostrar al mundo como defensor de
la naturaleza y de la “madre tierra”.
Por su parte, la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) resolvió declararse en
estado de emergencia y exigió validar y
aprobar la propuesta de Ley Marco de
Consulta, antes de cualquier actividad
petrolera en las reservas naturales.
“El Gobierno tiene que ser práctico
con nosotros en este tema porque en
realidad ni siquiera nos han consultado
para sacar un decreto y como Nación
Guaraní creo que una vez se empiece
aplicar este tema va haber conflicto
seguramente”, afirmó Nelson Bartolo,
secretario de Recursos Naturales de la
APG.
En esta línea, el dirigente indígena
de la Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia (Cidob), Adolfo Chávez,
pidió al Gobierno llevar adelante un
referéndum o consulta indígena para
posibilitar una eventual exploración
y explotación de hidrocarburos en las
áreas protegidas del país o reformar la
Constitución Política del Estado (CPE)
para modificar la vocación de servicio
ambiental de las reservas.
“Para no entrar en conflicto, lo más
sano es que la población sea consultada
a través de un referéndum, y diga si está
dispuesta a destruir el medio ambiente,
que no sea el Ejecutivo que decida a través de un decreto”, dijo. ▲

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

2013

REPORTE

adjudicadas cuatro bloques en Aguaragüe, en donde hasta la fecha se inició la
perforación del pozo Timboy- X2 en el
área Aguaragüe Sur A.
En las otras tres áreas (Aguaragüe
Centro, Aguaragüe Norte y Aguaragüe
Sur B) la petrolera de capital venezolano y de YPFB, debe realizar el trámite de
licencia ambiental en el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía y el Ministerio
de Medio Ambiente.

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70

MEDIO AMBIENTE

2013 RECUENTO

En el marco de la campaña Mi Árbol, el Ministerio de Medio Ambiente
y Agua (MMAyA) producirá 600 mil
plantines en el vivero de la Ciudad del
Niño Jesús, en La Paz, para reforestar
especialmente la zona del altiplano
informó José Maldonado, director
de Sustentar, unidad dependiente de
ese despacho.
“Se pretende producir 600 mil
plantines de diferentes especies. El
convenio consiste en que el Ministe-

Foto: ABI

Ministerio de Medio Ambiente
busca reforestar el altiplano
rio de Medio Ambiente da el 60 % del
costo del proyecto, quiere decir que
compramos tierra, bolsitas, sustrato
y todo eso, la Gobernación entra en
contraparte dotándonos de agua y
la infraestructura”, precisó en un boletín de prensa.
El proyecto es ejecutado por
ingenieros forestales del MMAyA y
supervisado por estudiantes de la
carrera de Ingeniería Agrónoma de la
Universidad Pública de El Alto (UPEA).

representa un riesgo sustancial, que
amenaza la rentabilidad y la seguridad
de los accionistas, principalmente en
los sectores de energía, materiales y
bienes de consumo.
Cada empresa de la muestra enfrenta un promedio de siete riesgos
relacionados con el agua, mientras que

Foto: ABI

El informe mundial del agua 2013,
elaborado por la organización internacional CDP muestra que una “equivocada” gestión de riesgos relacionada
con el agua es común en las grandes
empresas globales, puesto que el enfoque corporativo se dirigió apenas a la
reducción del uso del agua.
Esto implica, según esta entidad
que trabaja con inversionistas y empresas de todo el mundo, que prevenir el cambio climático y proteger los
recursos naturales es una respuesta
inadecuada a los riesgos inmediatos y
sustanciales del agua.
El nuevo informe, con base en datos proporcionados al CDP por parte
de las 180 compañías que figuran en el
FTSE Global Equity Index 500, proporciona un análisis de empresas como BP,
Bayer, Lockheed Martin, General Motors, Nestlé, Unilever y Wal-Mart.
Dentro de las conclusiones del mismo se señala que el manejo del agua

Foto: gsudamericana.com.ar

Ven débil gestión de riesgos del agua en empresas

REPORTE

2013

para el 70% de las compañías este recurso representa un riesgo sustancial
para sus negocios y la mitad ha experimentado impactos negativos en sus
actividades en los últimos cinco años.
Para la CDP, una visión de corto
plazo es un error y no es la respuesta
necesaria a la amplia gama de riesgos

que enfrentan estas compañías.
Cate Lamb, jefe del programa de
Agua del CDP, indicó que pese a que
todas las empresas observan enormes
progresos en la capacidad de identificar los riesgos relacionados con el
agua, el enfoque de la gestión es un
error.
Los datos muestran que existe un
bajo nivel de planificación estratégica.
sólo el 6% de las empresas tienen metas y objetivos para la participación de
la comunidad, el 4% para sus cadenas
de suministro, el 3% para la gestión de
agua y el 1% para transparencia.
Ni una sola compañía informa objetivos de políticas públicas, y el 15%
de las empresas no cumplen con las
normas para descarte de agua.
CDP es una organización sin fines
de lucro que provee un sistema global
único para que las compañías midan,
difundan, administren y compartan
datos vitales sobre el medioambiente.

CAF: Bolivia invirtió $us 300 millones
en programas de agua y saneamiento
La CAF (Banco de Desarrollo de
América Latina) informó que la inversión pública de Bolivia en el sector de
agua y saneamiento, pasó de $us 83
millones en el 2008 a cerca de $us 300
millones en el 2013.
En un comunicado institucional,
la CAF explicó que financia en Bolivia,
a través de créditos, los programas Mi
Agua, Proar (Programa Agua y Riego
para Bolivia) y PROINSA III (Programa de
Inversiones en Saneamiento).
Los datos se conocieron en el taller
denominado manejo integral del agua

en Bolivia, logros y tareas pendientes,
en el cual, la CAF presentó los resultados
y proyecciones de los programas que
apoya en Bolivia.
“Estamos comprometidos con este
sector, nuestros niveles de aprobación
están sobre los $us 1.200 millones anuales en proyectos de agua y vemos que
esto es una constante a nivel de Latinoamérica. Los países están haciendo
los esfuerzos necesarios para llegar a
una cobertura con inclusión y equidad”,
indicó el Vicepresidente de Desarrollo
Social de la CAF, José Carrera.

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MEDIO AMBIENTE

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REPORTE

2013

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MEDIO AMBIENTE

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Para abril de este año se realizará el primer evento internacional de hidrocarburos y energía en Asunción,
denominado Paraguay Energy, Summit & Expo.
Durante el Internacional Gas and Energy Forum, realizado el 24 y 25 de septiembre en Lima, Perú.

IGEF y reporte energía
promovieron el análisis
energético regional

E

l International Gas and Energy Forum (IGEF), junto a Reporte Energía
fue el impulsor y organizador de
eventos energéticos y especializados para la industria petrolera este
2013, como el International Workshop on Seismic Exploration Technology for Oil & Gas (Lima, Perú), el
Foro Internacional del Gas y Energía
(FIGAS en Tarija, Bolivia) y su congreso energético IGEF Perú 2013.
Actualmente el IGEF produce
información, recoge propuestas y
experiencias a través de congresos,
reuniones técnicas o mesas de trabajo sobre petróleo, gas y todas las
fuentes de energía posibles. Su fin
es generar insumos para la toma de
decisiones y ampliar la red de relaciones en su ámbito de acción.
En esta línea se realizó el International Workshop on Seismic Exploration Technology for Oil & Gas
a finales de julio de 2013, en el hotel
Westin de Lima, Perú. En el taller, las
compañías de hidrocarburos que
cuentan con operaciones en Perú,
así como las empresas proveedoras de servicios e insumos para la

REPORTE

2013

exploración en el sector Oil & Gas,
conocieron de primera mano cómo
se realizan estudios de sísmica y no
sísmica en todo tipo de campos petroleros y gasíferos de Asia, América
del Norte, Oceanía, América Latina
y Europa.
Asimismo, en el mes de septiembre se desarrolló el IGEF Perú
2013, evento que generó un espacio de intercambio de experiencias
en tecnología y casos de éxito del
más alto nivel. En la oportunidad
se abordó el tema socio ambiental
para la sostenibilidad de los proyectos en petróleo y gas.
Los encuentros ofrecieron
como valor agregado, un excelente ambiente, y conferencias de alto
interés en el negocio por la participación de expertos de renombre
internacional.
De acuerdo a los organizadores
del IGEF, a la cabeza de su comisario Miguel Zabala, para abril de este
año se realizará el primer evento de
este rubro en Asunción, denominado Paraguay Energy, Summit &
Expo. ▲

Por quinto año consecutivo FIGAS
aportó a la industria petrolera
La V versión del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS),
que este año tuvo como lema “Avances y desafíos de la nacionalización de los hidrocarburos y electricidad y la visión 2025″
,
llevada a cabo del 13 al 15 de noviembre del pasado año en Tarija, concluyó con importantes insumos para la industria petrolera de Bolivia. Entre ellos se destacó que este sector “atraviesa
por un franco periodo de reactivación, tras la consolidación de
la Nacionalización”.
El FIGAS es una organización de pensamiento y un espacio
de encuentro de los actores públicos y privados de la industria
de los hidrocarburos y la energía, promovida y sostenida por
el International Gas & Energy Forum (IGEF) y la publicación especializada Reporte Energía, además cuenta con el apoyo de
las más importantes empresas públicas y privadas del sector
energético nacional e internacional, instituciones y organizaciones civiles, el evento se desarrolla desde 2009, año en el cual
se lanza el primer FIGAS en la ciudad de Tarija, Bolivia.
La cita es un espacio de encuentro de autoridades de Gobierno, entidades de regulación, empresas públicas y privadas
de hidrocarburos y energía, académicos e investigadores, en
conferencias cerradas para altos y medios ejecutivos del sector,
para compartir experiencias, proyectos, tecnología, marco legal y políticas energéticas, con el objetivo de generar insumos
para la toma de decisiones y ampliar la red de relaciones en su
ámbito de acción.

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REPORTE

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MEDIO AMBIENTE


La Boliviana Ciacruz
creció cerca del 20%
en seguros para la
industria energética

En 2013 la empresa aseguró la Planta Separadora de
Líquidos de Río Grande, entre otros proyectos energéticos. En adelante, esperan un crecimiento del sector para
lo que ofrecen su experiencia en seguros especializados.
La Boliviana Ciacruz pagó una póliza de 13 millones de dólares en el siniestro del cambio de ciclo combinado de la generadora Guaracachi.

L

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2013

a Boliviana Ciacruz tuvo un crecimiento de un 20% en el mercado de
seguros del país siendo el sector energético un puntal en este crecimiento global en esta empresa, que es la
principal en proveer pólizas especializadas al sector.
Al respecto Manuel Sauma, gerente comercial de la aseguradora,
sostiene que los datos preliminares
únicamente de seguros en el sector
energético, dan cuenta de un crecimiento en primas contratadas alrededor del 30% anual.
Esta demanda que viene creciendo de manera muy intensa, se explica
por el aumento del nivel de inversiones en la industria gasífera y energética, que está obligando a asegurar
megaproyectos en el país desde su
construcción, montaje y producción.
“La Boliviana Ciacruz tiene una
amplia experiencia en asegurar el sector petrolero y el sector de energía, es
por eso que la empresa está enfocada
en un plan agresivo para generar nuevos negocios en el sector energético y

crecer mucho más en el 2014”.
A lo largo de su trayectoria la aseguradora ha logrado un nivel de especialización muy amplio en seguros
de energía, que tienen la particularidad de ser muy específicos y que muchas veces requieren ser diseñados a
la medida de cada una de las empresas petroleras o eléctricas.
Sin embargo, este nivel de especialización requiere de un know how
y tecnología de seguros que han sido
probados en otros mercados y por
grupos reaseguradores internacionales, que respaldan el trabajo de La
Boliviana Ciacruz.
Sauma explica que a partir de
la década de los 40 la aseguradora
empieza a desarrollar programas de
seguros del sector energético. Actualmente, trabajan solamente con
reaseguradores triple A de los sindicatos de Lloyd’s de Londres que son
los de mayor prestigio, y cuenta con
una red de ingenieros de riesgos a
nivel mundial que permite evaluar e
identificar el nivel de riesgo en que

se encuentra cada una de las operaciones de la industria hidrocarburífera permitiendo generar modelos de
gestión de riesgos.
“Esto es muy beneficioso para
nuestros clientes porque a la vez que
tienen su programa de seguros, con
nosotros van generando proyectos
que mitigan sus riesgos o eliminándolo en los casos que amerite hacerlo”,
señala el ejecutivo.
Sauma explicó que La Boliviana
Ciacruz tiene en su paquete para el
sector hidrocarburífero seguros tanto
para el upstream y downstream, con
pólizas para la perforación, exploración y explotación en los que se cubre
la materia asegurada, que se encuentra bajo tierra y materia asegurada,
que se encuentra en boca de pozo y
en distribución.
Estos paquetes de seguros son
muy complejos porque demandan
coberturas como por ejemplo, pérdida de beneficio con una cobertura
que se activa en caso de algún siniestro.
Otras pólizas más simples son los
de accidentes personales que son seguros que se los maneja de manera
local.
En el medio están los seguros de
construcción y montaje que dan cobertura a cualquier suceso que pueda ocurrir en el proceso de construcción y montaje de plantas.
Uno de los más recientes seguros
que ha dado La Boliviana Ciacruz ha
sido el de la Planta Separadora de Líquidos de Río Grande. Una vez que se
ha hecho la construcción y montaje,
se utiliza una póliza de producción o
un programa de seguro diseñado de
acuerdo a las características y riesgos
inherentes de la planta.
En cuanto a las coberturas para
la industria eléctrica, tienen pólizas
para la generación, termogeneración,
hidrogeneración y ahora aerogeneración, además de la distribución central y domiciliaria.
De hecho en este segmento, fue
el que la compañía pagó la póliza más
alta por un siniestro en el sector energético de Bolivia, en el montaje de la
plata de ciclo combinado de Guaracachi y que sobrepasó los 13 millones
de dólares. ▲

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Con una inversión
de 15 millones de
dólares, Eduardo
S.A. apuesta a incrementar en 2014
su capacidad de
fundición y fabricación de partes en
250 t/mes.
La nueva planta de fundición de Eduardo S.A. ubicada en la carretera que une Santa Cruz con Warnes, es considerada una de las más modernas de Sudamérica.

nueva planta fundidora, el
logro más destacado de la
gestión de eduardo sa

L

REPORTE

2013

a fundidora y fabricante de partes de
acero Eduardo SA, cumplió 40 años desde su creación como taller mecanizado
y lo celebró inaugurando su nueva y
moderna planta ubicada en el municipio de Warnes, que le permitirá ampliar
su producción.
Según el presidente de la empresa, Eduardo Kiribarda, la nueva planta
industrial tiene una capacidad de fundición de 250 toneladas al mes gracias
a las máquinas y herramientas automáticas de control numérico CNC, fundición de acero con hornos a ignición,
tratamiento térmico para templado,
normalizado y revenido y una batería
completa de laboratorios para el control de calidad en arenas, expectometría, ultrasonido, partículas magnéticas
y metalografía, entre otros equipos.
“En suma la planta cuenta con todos
los elementos que la tecnología ofrece
en cualquier parte del mundo para producir con calidad”, dijo el presidente.
Para poner en funcionamiento la
nueva fundidora la empresa amplió su
planilla de personal a 140 trabajadores
y estima contratar más gente a medida

que se incremente la capacidad de producción. La inversión total de la planta
ascendió a $us 15 millones incluyendo
la inversión en el área industrial, terrenos, oficinas y maquinarias nuevas.
En cuanto a producción, 2013 fue
un año satisfactorio, puesto que se consiguió producir piezas para el mercado
interno y externo, al que viene atendiendo desde el año 2002.
Eduardo SA exporta bajo licencia de
la firma alemana Christian Pfiffer, partes,
piezas y accesorios para la industria del
cemento a varios países Alemania, Estados Unidos, Brasil, Perú, Argentina, Paraguay y Uruguay.
Las exportaciones significan un
40% de las ventas y el mercado interno
demanda el 60% restante. Sin embargo,
el mercado interno es pequeño y diversificado, por lo que el crecimiento de la
empresa depende en gran medida de la
comercialización en el exterior.
Al respecto Francisco Kiribarda, gerente general de Eduardo SA, explica
que Bolivia es uno de los países que produce menos cemento en Latinoamérica
con 2 millones de toneladas, quedando

por debajo de Perú que suma 10 y Brasil
70, por lo que la necesidad de repuestos
en Bolivia es pequeña.
“Nuestro objetivo es poder participar en el mercado externo, por eso
estamos desarrollando confianza en las
ventas del exterior, tarea que no es fácil”, dijo el ejecutivo.
Para el 2014 las expectativas de
la empresa son de crecimiento en las
ventas tanto en el mercado nacional e
internacional, pero con mayor volumen
en esta última.
“Creemos que el 2014 el mercado
cementero continuará creciendo impulsado por el auge de la construcción. El
caso de la industria minera es distinto,
puesto que depende de los precios de
los minerales, que son afectados por
grandes jugadores a nivel mundial”, dijo
Francisco Kiribarda.
Con miras de aumentar su crecimiento y calidad de sus productos, para
el 2014 la empresa tiene proyectado
poner en marcha una máquina para la
forja en caliente para la fabricación de
pernos especiales y la modernización
del área de calderería. ▲

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Carlos Caballero lideró
grandes proyectos en el
rubro energético y minero
Principales proyectos 2013
Entre los proyectos de los que ha sido
parte Carlos Caballero SA en la gestión 2013
destacan el de la Refinería Guillermo Elder
Bell con el desarrollo de la ingeniería y fabricación del Horno 3H-3203 para crudo con capacidad nominal de 6000 BPD de la Unidad
de Destilación de Crudo A-300 y el prefabricado y montaje de todas sus secciones radiación, convección, chimenea y plataformas.
También se realizó la construcción del
Revamp de la Unidad de Destilación de
Crudo en el área A-301 de la misma refinería, suministrando desde la ingeniería hasta
la puesta en marcha, “Llave en mano”, con
obras que incluyeron todas las tareas de obra
civil, montaje, interconexiones y parte eléctrica e instrumental.
Para la empresa AESA realizó seis recipientes a presión para almacenamiento de
GLP en el proyecto Planta Separadora de
Líquidos Rio Grande – YPFB. Estos tanques o
también llamados bullets tienen 39 metros
de largo y 4,8 de alto con un peso de 110 toneladas y cuentan con certificación ASME U.
A solicitud de la empresa Exterran, Carlos
Caballero fabricó el Horno de Hot Oil perteneciente al Proyecto Itaú de la empresa Petrobras, que incluyó la fabricación de la chi-

El 2013 fue un año de grandes
proyectos para los que Carlos Caballero SA se propuso duplicar la capacidad instalada en su planta matriz, invirtiendo en maquinaria y tecnología.

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

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menea, transición, convección y radiación; la
altura total del horno fue de 39,6 metros y un
diámetro de 6,2 metros en la parte de la transición. El peso total es de 129 toneladas y una
carga de 20.528kw.
En el sector minero, fabricó y realizó el
montaje del horno Ausmelt, que incrementará la producción de la Empresa Metalúrgica
Vinto y optimizará sus costos de producción.
El trabajo de Carlos Caballero abarcó desde la concepción de la ingeniería en base a
tecnología australiana, el diseño, fabricación
y montaje del edificio de la planta que alberga los equipos productivos. En el proceso
el diseño creció y dio como resultado 1.900
toneladas de estructura que serán parte del
edificio más alto de Oruro.
A futuro, la empresa busca ingresar al circuito internacional y competir de igual a igual
con firmas de talla mundial. Como paso inicial, Carlos Caballero ya cuenta con oficinas
y talleres en Perú que viene registrando una
intensa actividad en su industria energética,
a los que pretende acceder con su experiencia en la industria metalmecánica.
“En Carlos Caballero estamos en condiciones de entregar proyectos metalmecánicos bajo la modalidad EPC, dentro de un
contexto global del proyecto”, dijo Caffaro. ▲
Foto: Carlos Caballero SA

E

l 2013 fue un año de consolidación para Carlos Caballero SA como proveedor de diseño,
construcción y montaje de soluciones para la
industria minera y energética del país que ha
tenido un repunte, principalmente con importantes proyectos en el rubro energético.
Al respecto Eduardo Caffaro, gerente
comercial de la empresa, calificó la gestión
como importante en el desarrollo de la empresa que con 14 años de trayectoria, está
posicionada como el líder en soluciones integrales en acero para diversas industrias.
Asimismo, catalogó al 2013 como un año
de grandes proyectos para los que Carlos
Caballero se propuso duplicar la capacidad
instalada en su planta matriz, invirtiendo en
maquinaria que permita fabricar equipos de
gran envergadura en peso y tamaño.
“Este año han desembarcados empresas
fundamentalmente asiáticas y europeas para
operar proyectos importantes, es por eso
que Carlos Caballero se enfoca en la mejora
continua de sus procesos e innovación en
tecnología”, señaló.
Esta orientación la ha llevado, por ejemplo, a cumplir seis años de experiencia en la
fabricación de recipientes a presión con el
sello ASME, además de desarrollar productos
direccionados a industrias específicas.

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Foto: Tenta Lab SRL

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La DTA del IBMETRO emitió a
la empresa boliviana, la acreditación para realizar ensayos
en aguas de
consumo, bajo
los lineamientos de la NB ISO
17025:2005.

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

TENTA LAB SRL expandió
sus servicios en
monitoreo ambiental
de proyectos gasíferos

L

a empresa especializada en monitoreo de
aguas, suelos y emisiones, TENTA LAB SRL,
ha estado enfocada en posicionar los servicios ambientales y ocupacionales en el
sector hidrocarburífero, además del sector
industrial y gubernamental.
La empresa ha partido de la premisa de
desarrollar sus servicios con calidad, seguridad y promoviendo la cultura de protección al medio ambiente.
Por ello, como parte de esta estrategia de brindar cada vez una mejor atención cumpliendo con las expectativas del
cliente, y estándares nacionales e internacionales, recientemente recibió la acreditación bajo los lineamientos de la NB ISO
17025:2005 otorgado por la DTA del IBMETRO.
“Consideramos que la gestión 2013
fue positiva para TENTA LAB SRL, porque
al margen de otros logros empresariales,
la compañía logró concluir con éxito el
proceso de acreditación que iniciamos algunos años atrás”, dijo Luis Alberto Salas,
gerente general de la empresa.
Asimismo, al momento la compañía se
encuentra en un proceso de transforma-

REPORTE

2013

ción a su nueva razón social de SAE LABS a
TENTA LAB SRL, con la finalidad de consolidar los servicios que presta a nivel nacional.
Principales proyectos
Entre los proyectos que ha realizado la
empresa en 2013 destacan los efectuados
en el rubro petrolero, además de los municipales y departamentales.
Para Petrobras Bolivia realizó el monitoreo de aguas, suelos y emisiones gaseosas, entre otros estudios, en el Bloque San
Alberto y otro en el Bloque San Antonio.
Para la subsidiaria YPFB Chaco S.A.,
TENTA LAB SRL llevó a cabo el monitoreo
ambiental incluyendo el de la calidad del
aire e iluminación en los campos Carrasco,
Kanata, HSR, Los Cusis, Patujusal, Víbora y
San Roque.
Asimismo, en los campos de Repsol e
YPFB Andina para el proyecto Itacarenda
ha realizado el monitoreo ambiental de
aguas, suelos, emisiones gaseosas de fuentes fijas, calidad del aire, vapores orgánicos
y otros.
Para la misma empresa, realizó monitoreos ambientales en el proyecto Tarija

Ecogestión SRL.
La compañía Schlumberger, también
confió en los servicios de TENTA LAB SRL
para sus operaciones en Santa Cruz y las
sucursales de la empresa en el país. El contrato con la firma, incluyó monitoreo ambiental y de vibraciones, radiaciones no
horizontales, carga o estrés térmico.
Asimismo, la empresa realizó monitoreos ambientales para el Gobierno Departamental de Santa Cruz, en la protección
ambiental y social del corredor Bioceánico.
A su vez, el Gobierno Municipal de
Santa Cruz también realizó, mediante la
empresa TENTA LAB SRL, el monitoreo de
las aguas en el Parque Industrial y en los
cuerpos de agua circundantes.
“Todos estos proyectos han sido realizados y ejecutados de manera independiente, sin la asociación con otras empresas”, resaltó Salas.
Según el ejecutivo, el 2013 se han
cumplido con muchos de los objetivos
planteados al comienzo de gestión y en
adelante, la empresa continuará creciendo
y ampliando sus servicios en el territorio
nacional. ▲

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Foto: Helinka Bolivia

Helinka Bolivia, líder en
el transporte de carga
aérea a campamentos
La empresa cuenta
con una amplia y
sofisticada flota de
helicópteros de alto
tonelaje que brindan
servicios de transporte aéreo a la industria energética y
minera del país.

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

L

REPORTE

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a empresa especializada en vuelos chárter de helicópteros Helinka
Bolivia ha consolidado en el último
tiempo su presencia en el mercado
boliviano, participando en varios proyectos de interés nacional en el rubro
petrolero.
El ingreso a estos requirió el cumplimiento de una serie de requisitos,
que la empresa con su respaldo internacional cumple a cabalidad.
“Hemos sido auditados y autorizados por grandes compañías del
rubro que han aprobado nuestra gestión y avalado la calidad de nuestro
trabajo. Aumentaron nuestra flota
de helicópteros y nuestro sistema de
SMS se ha consolidado”, comenta Alejandro Suárez, gerente administrativo
de Helinka Bolivia.
Además de contar con la autorización y supervisión de la Dirección
General de Aeronáutica Civil, DGAC,
Helinka Bolivia cuenta con el aval de
auditoras de prestigio a nivel mundial
en el rubro aeronáutico.
De esta manera es que la empresa
ha brindado servicios de transporte
aéreo de carga y personal a proyectos
ubicados en regiones con difícil acceso terrestre. Para el sector hidrocarburos la empresa provee transporte de

carga y personal en proyectos de exploración sísmica y magneto telúrica,
rescate aéreo y scouting.
Algunos de los proyectos en los
que participó fueron: las sísmicas de
Itaguazurenda y Tacovo Tajibo con
la empresa Sinopec Petroleum Service; El proyecto de Magnetotelúrica
de Ipati y Aquio para Western Geco y
actualmente, participan brindando
apoyo aéreo en la sísmica de Huacaya (Margarita) para la compañía

SAExploration.
La compañía también brinda servicios y apoyo aéreo para la industria
eléctrica con la instalación de torres
eléctricas, transporte de concreto y
materiales, monitoreo de líneas que
requieren de helicópteros con alta
capacidad de tonelaje.
En el rubro de la construcción,
realizan el transporte de concreto,
materiales y personal en grandes
proyectos de construcción, represas,
plantas petroleras y otros, dando
apoyo aéreo en el tendido de ductos
y atención a emergencias principalmente en la evacuación de heridos
de lugares lejanos.
La minería es otro de los mercados que requieren ampliamente
los servicios de Helinka Bolivia, en
proyectos de prospección y magnetometría, transportando materiales
y personal, además de otros valores
de las empresas. La compañía ha
trabajado para la mina San Cristóbal
y otros grandes proyectos mineros
del país.
“Tenemos una buena expectativa
del mercado para el próximo año, en
nuestro rubro los resultados se basan
a la oferta y tecnología”, dijo.
Entre su flota de helicópteros
cuenta con Eurocopter AS 350 B3+,
un monomotor con capacidad para
cinco pasajeros, fabricado por la compañía francesa del mismo nombre.
Posee gran capacidad de carga,
ideal para trabajos de exploración sísmica y magnetometría, así como apoyo a trabajos de construcción, transportando maquinarias y materiales. ▲

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

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SIMMER

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MEDIO AMBIENTE

Cuatro unidades de
negocios afianzan los
servicios de Prosertec
der en el mercado petrolero , minero
e industrial, según su ejecutivo .
Proyectos 2013
El desempeño de la empresa fue
probado en distintos proyectos dentro del país. Entre los más importantes por su impacto socio –económico destacan:
La provisión de filtros separadores coalescentes horizontales de PECOFacet para las plantas de Yapacaní
y Rio Grande de YPFB Andina.
La provisión de unidades compresoras de aire de Gardner Denver
para la planta Carrasco GIJA Fase II de
YPFB Transporte.
La provisión de medidores ultrasónicos tipo Clamp-On de General
Electric para la planta Caranda de
YPFB Transporte.
La modernización del sistema de
control de los generadores de energía eléctrica en la refinería Gualberto
Villarroel, siendo parte del equipo de
subcontratistas de Dresser Rand.
También estuvo a cargo de la
ingeniería, procura, construcción y
puesta en marcha (EPC) de la unidad
de recuperación de contaminados
de GLP en la refinería Gualberto Vi-

llarroel.
Asimismo, en esta planta realizó
la ingeniería, provisión y adecuaciones al sistema de control y auto generación eléctrica por turbinas de
vapor.
Prosertec también tuvo participación en proyectos de diseño del
sistema de transporte y bombeo,
en etapas de ingeniería básica y de
detalle referentes al incremento de
producción de líquidos asociados
al Gasoducto de Integración Juana
Azurduy de Padilla.
Según Sanjinés, existe una relación directa entre incremento de las
inversiones realizadas por YPFB en
estos dos últimos años con la participación de empresas de locales en
grandes proyectos que actualmente
se encuentran en ejecución.
Esto ha generado un incremento
en la actividad de las empresas, sin
embargo “aún queda un largo camino para las compañías bolivianas
que cuentan con mucho potencial
para encarar proyectos de mayor
envergadura que actualmente son
subcontratados por los grandes ‘EPCsistas’ a empresas extranjeras”, señaló
el ejecutivo. ▲
Foto: Prosertec

E

l 2013 fue un año en el que la empresa Prosertec logró no solo poner en
marcha, sino afianzar en el mercado
nacional cuatro unidades de negocios para el desarrollo de ingeniería
básica y de detalle, suministro de
equipos tecnológicos con más de 20
líneas; la construcción llave en mano
de proyectos mecánicos, eléctricos
y de automatización, además de la
unidad de soporte técnico y mantenimiento.
La premisa de la empresa es “estar siempre entre una de las opciones
más serias y confiables para los clientes, demostrando crecimiento y reinvención constante”, dijo Arturo Sanjinés, gerente comercial de Prosertec.
La empresa boliviana consolidó
nuevas alianzas estratégicas mediante contratos de representación exclusiva para el país con fabricantes reconocidos a nivel Internacional tales
como Pepperl+Fuchs, Cashco, Scully
y Circor con la línea de Válvulas KF.
De igual manera invirtió en la
unidad de negocio dedicada a dar
mantenimiento y soporte técnico a
todos sus clientes, logrando independizarla del área de construcción y
ventas como se venía desarrollando a
lo largo de estos 20 años.
“Al igual que las otras unidades
esta seguirá los lineamientos del
PMI®, metodología que nos ha dado
excelentes resultados durante la presente gestión para llevar nuestros
proyectos a una culminación exitosa”, dijo el ejecutivo.
Adicionalmente, invirtió en la
construcción de un nuevo campus
corporativo (Headquarter), acorde
al crecimiento de la región, que reflejará el verdadero potencial de la
empresa y que se prevé comenzará a
operar desde mediados del próximo
año.
En el 2013 la empresa también
validó su sistema de gestión de la
calidad al pasar auditoría de mantenimiento de la norma ISO-9001:2008,
que permite tener todas las unidades
de procesos controlados lo que permite a Prosertec mantenerse como lí-

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

REPORTE

2013

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

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MEDIO AMBIENTE

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REPORTE

2013

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MEDIO AMBIENTE

Foto: IPE Bolivia

IPE amplió su cartera de
proyectos y alianzas con
empresas de Bolivia y Perú
Uno de los logros de la empresa de servicios de ingeniería es haber sido calificada por Human Value como un
“Empleador LIDER”, al ser una de las 10 empresas en la
ciudad de Santa Cruz en tener un buen clima laboral.

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

L

REPORTE

2013

a empresa de servicios de ingeniería, IPE tuvo un año de expansión
ampliando su cartera de proyectos y
alianzas con otras empresas en Bolivia
y Perú.
En este tema Pilar Gómez, gerente administrativa de IPE, calificó
el 2013 como un año positivo para
la empresa que ha tenido una importante participación en distintos
fundamentales para el desarrollo de
sector energético del país. “En total
la compañía ha registrado contratos
que alcanzan un monto de aproximadamente 8 millones de dólares”, dijo
la ejecutiva.
Otros logros de la empresa de
servicios petroleros ha sido la actualización de los procedimientos de calidad y el sistema de gestión interno,
con el propósito de incrementar su
eficiencia.
Asimismo, IPE ha tenido un importante desempeño en cuanto al
manejo de sus recursos humanos al
haber sido calificada por Human Value como un “Empleador LIDER”, al ser
una de las 10 empresas en la ciudad
de Santa Cruz en tener un buen clima
laboral.
Con este perfil ascendente, IPE
se propone para el 2014 un plan estratégico ambicioso para mantener
un crecimiento financiero y organiza-

cional sostenido que ha venido registrando en los últimos años.
“IPE en su trayectoria demostró
ser capaz de adaptarse a los cambios del entorno, pasando de ser una
empresa de servicios de ingeniería
especializada en el sector de hidrocarburos, a una empresa capaz de dar
respuesta a nuevos desafíos aumentando sus competencias, creando
nuevas áreas técnicas e incorporando avances tecnológicos, entre otras
iniciativas”, señaló Gómez.
Según la ejecutiva el 2013 ha sido
un año positivo porque se han consolidado los acuerdos entre el sector público, a través de YPFB, el Ministerio
de Energía e Hidrocarburos y el sector
privado nacional e internacional.
Sin embargo, según su criterio,
continúa la necesidad de incrementar los indicadores de reservas de
hidrocarburos, así como desarrollar
proyectos de energía con perspectivas de superar los déficits internos y
la exportación de excedentes en una
agenda de mediano plazo para su desarrollo.
Para IPE el desafío inmediato es
prepararse para apoyar a sectores
económicos que demandan servicios
de ingeniería en los nuevos requerimientos que el entorno plantea, bajo
nuevas modalidades de contratación

y una mayor integración en la realización de proyectos más integrales a
través de alianzas.
También iniciará la construcción
del Centro Empresarial IPE, en la zona
del Urubó acorde al crecimiento que
tiene la empresa.
Proyectos 2013
Los proyectos en los que IPE Bolivia ha intervenido son: el estudio
micro-macro localización para la ingeniería conceptual del Desarrollo del
Complejo Petroquímico y la ingeniería detalle de la Estación de Compresión Campo Grande (GIJA) para YPFB
Transporte.
A su vez en cuanto a ingeniería
desarrolló este servicio para el sistema tuberías para el desarrollo del
Campo Incahuasi y Aquio, integración
del Área 300 de la Refinería Guillermo
Elder, montaje del tercer turbogenerador de la Planta Generadora Bulo
Bulo, sistema de compresión de Baja
Planta Santa Rosa; Sistema de Compresión de Baja Campo Bulo Bulo.
También destacan la ingeniería
de detalle de instalaciones superficiales de pozos y flowlines para clientes
como Petrobras, YPFB Chaco S.A., la
italiana Tecnimont, la compañía francesa Spiecapag y la empresa Carlos
Caballero. ▲

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